ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСВО ВОЗДУШНОГО ТРАНСПОРТА (РОСАВИАЦИЯ) ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «УЛЬЯНОВСКИЙ ИНСТИТУТ ГРАЖДАНСКОЙ АВИАЦИИ Б. П. БУГАЕВА» Факультет подготовки авиационных специалистов Кафедра авиатопливообеспечения ОТЧЕТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ УСТАНОВКА ЭЛОУ-АВТ-6 Направление подготовки: «Эксплуатация аэропортов и обеспечение полетов воздушных судов» Профиль подготовки: «Авиатопливное обеспечение воздушных перевозок и авиационных работ» Курс 3, Группа АТО-19-1 Выполнили: к-ты Яхин И.Р._________ Рахманов М.А._________ Хроменков А.Г._________ Яшин В.Л._________ Степанов Д.О._________ Проверил: к. т. н., доцент кафедры АТО Калякин А. В. Сызрань, 2022 СОДЕРЖАНИЕ Определения, обозначения и сокращения .................................................................... 4 Введение ........................................................................................................................... 6 1. Назначение и общая характеристика ........................................................................ 8 2. Характеристика исходного сырья и материалов.................................................... 11 3. Основные факторы процесса ................................................................................... 18 3.1. Основные показатели работы ............................................................................ 18 3.2. Основные факторы процесса установки ЭЛОУ-АВТ-6.................................. 19 4. Основы процесса и химизм ...................................................................................... 21 4.1. Сущность первичной переработки нефти ........................................................ 21 4.2. Принцип работы атмосферного блока .............................................................. 22 4.3. Принцип работы вакуумного блока .................................................................. 25 4.4. Химизм ................................................................................................................. 26 5. Материальный баланс установки ............................................................................ 30 6. Характеристика получаемых продуктов, производимой продукции .................. 33 7. Описание технологического процесса .................................................................... 36 8. Назначение и общее устройство основных аппаратов установки ....................... 41 9. Пуск, остановка и эксплуатация отдельных аппаратов и установки ................... 47 9.1. Пуск отдельных блоков установки ................................................................... 48 9.1.1. Перевод атмосферной части установки на технологический режим и пуск блока стабилизации ....................................................................................... 48 9.1.2. Пуск блока вторичной перегонки бензина ................................................ 49 9.1.3. Пуск вакуумного блока ................................................................................ 49 9.2. Нормальная эксплуатация установки ............................................................... 50 2 9.3. Нормальная остановка установки ..................................................................... 52 9.4 Особенности пуска и остановки установки в зимний период времени ......... 54 10. Контрольно-измерительные приборы установки ................................................ 56 11. Ежегодные нормы расхода сырья, реагентов, материалов, энергоресурсов .... 61 12. Работа оператора по установке .............................................................................. 63 12.1. Общие положения ............................................................................................. 63 12.2. Трудовые обязанности ..................................................................................... 64 12.3. Ответственность................................................................................................ 67 12.4. Распределение обязанностей по обслуживанию оборудования между членами технологической бригады.......................................................................... 69 12.5. Штатное расписание ......................................................................................... 70 13. Требования безопасности при работе на установке ............................................ 72 13.1. Характеристика токсичности сырья и нефтепродуктов ............................... 72 13.2. Общие требования безопасности на установке ............................................. 74 13.3 Основные требования по пожарной безопасности ........................................ 77 13.4. Индивидуальные и коллективные средства защиты ..................................... 78 14. Охрана труда ............................................................................................................ 80 14.1. Социальные льготы .......................................................................................... 80 14.2. Питание за вредность ....................................................................................... 83 14.3. Дополнительные отпуска ................................................................................. 84 15. Вопросы экономики ................................................................................................ 85 16. Охрана окружающей среды.................................................................................... 91 Заключение .................................................................................................................... 96 Список использованных источников .......................................................................... 98 3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка АТ – атмосферная трубчатка ВТ – вакуумная трубчатка ВЦО – верхнее циркуляционное орошение ГО – гидроочистка ГОСТ – государственный стандарт ГФУ – газофракционирующая установка ДТ – дизельное топливо КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматизация КПД – коэффициент полезного действия КУ – котел-утилизатор ЛВГ – лёгкий вакуумный газойль ЛГК – лёгкий гидрокрекинг ЛНД – локально-нормативный документ НК – начало кипения НПЗ – нефтеперерабатывающий завод ПБОТОС – промышленная безопасность, охрана труда и окружающая среда ПЛАС – план ликвидации аварийных ситуаций ППН – прямая перегонка нефти РК – ректификационная колонна СИЗ – средства индивидуальной защиты СМТ – судовое маловязкое топливо СНПЗ – Сызранский нефтеперерабатывающий завод ТВГ – тяжелый вакуумный газойль ТК – термический крекинг ТУ – технические условия ХОВ – химически очищенная вода ЦЗЛ – центральная заводская лаборатория 4 ЧС – чрезвычайная ситуация ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов ЭЛОУ – электрообессоливающая установка 5 ВВЕДЕНИЕ Экспорт нефти и нефтепродуктов – основная статья товарных поставок из России на международные рынки. На протяжении всей современной истории наша страна выступает крупным экспортером, контролируя 12-14% мирового нефтяного рынка. Основным, головным процессом переработки сырья является первичная переработка нефти, которая в дальнейшем определяет направление в использовании конечного продукта. Данная работа посвящена установке ЭЛОУ-АВТ-6, находящаяся на Сызранском НПЗ. Установки для первичной переработки нефти являются основой существования всех нефтеперерабатывающих компаний в мире. Именно в условиях первичной перегонки нефти выделяются все компоненты моторного топлива, смазочные масла, сырье для вторичного процесса переработки и нефтехимии. От работы данного агрегата зависит и количество, и качество топливных компонентов, а также их технико-экономические показатели, знание которых необходимо для последующих процессов очистки. Актуальность данной темы заключается в том, что на современном этапе развития нефтепереработки трубчатые установки составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов и служат источниками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов. Нефть подвергается очистке от нежелательных примесей и воды в процессе подготовки к переработке и разгоняется на фракции, которые в дальнейшем могут использоваться на установках вторичной переработки или в качестве отдельных компонентов товарных нефтепродуктов. Установка ЭЛОУ-АВТ-6 Сызранского НПЗ включает процессы электрообессоливания и обезвоживания нефти, атмосферной перегонки (АТ), вакуумной перегонки (ВТ), стабилизации и вторичной перегонки бензина. Проектная мощность по сырью – 6 миллионов тонн в год. На установке получают: топливный газ, сжиженный газ, прямогонные бензиновые фракции, фракцию прямогонного дизельного 6 топлива, вакуумный газойль и гудрон. В процессе утилизации тепла дополнительно вырабатывается водяной пар. В процессе работы ставятся следующие цели: 1) обобщение и систематизирование теоретического материала по установке ЭЛОУ-АВТ-6 и усвоение практических навыков, полученных в ходе производственной практики; 2) закрепление теоретических знаний, полученных обучающимися в ходе изучения дисциплин «Химия и технология горючего», «Применение горючего на авиационной технике и при проведении авиационных работ». Для выполнения поставленных целей решаются следующие задачи: 1) изучить устройство и принцип работы установки ЭЛОУ-АВТ-6; 2) изучить технологический регламент установки; 3) изучить материальный баланс и документы, связанные с экономической частью работы установки (хозрасчетная карточка, нормы расхода сырья и реагентов); 4) построить принципиальную технологическую схему установки; 5) изучить работу операторов установки и основные положения по охране труда. 7 1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА Все процессы переработки нефти можно разделить на две группы: прямую перегонку, или первичную переработку, и деструктивную, или вторичную переработку. ППН подвергают все нефти, получая базовые компоненты для производства товарных нефтепродуктов и сырье для вторичных процессов. Являясь головным процессом НПЗ как топливного, масляного, так и нефтехимического профиля, ППН обеспечивает сырьем все установки завода. От качества разделения нефти – полноты отбора фракций от потенциала и четкости разделения – зависят технологические параметры и результаты работы всех последующих процессов и в конечном итоге общий материальный баланс НПЗ и качество товарных нефтепродуктов. ППН основана на физических явлениях (нагреве, испарении, конденсации и охлаждении). В общем виде она заключается в нагреве нефти до испарения и в последующей раздельной конденсации паров с целью получения отдельных фракций. При этом не происходит измерения состава и строения молекул органических соединений или эти изменения незначительны. Полученные фракции служат сырьем для дальнейшей переработки, но иногда используются как товарные продукты. Чаще всего атмосферная перегонка нефти и вакуумная перегонка мазута проводятся на одной установке АВТ, которая часто комбинируется с ЭЛОУ. Поступающая на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефть вначале проходит стадию обезвоживания и обессоливания в электродегидраторах на блоке ЭЛОУ [1]. На СНПЗ установка атмосферно-вакуумной перегонки нефти с предварительным обессоливанием нефти предназначена для переработки 6,0 млн.т/год нефти с целью получения узких фракций углеводородов – сырья для вторичных процессов. Первоначальный проект установки был разработан для Сызранского НПЗ институтом «Самаранефтехимпроект» в 1985г. на основе базового типового проекта 8 установки ЭЛОУ-АВТ-6, сделанным Лейпциг-Гримма (ГДР) в конце 70-х годов. Учитывая длительный срок строительства, Сызранский НПЗ совместно с генпроектировщиком «Самаранефтехимпроект» провели анализ ранее выпущенной документации, разработали и дополнили проект установки мероприятиями по доведению до действующих в настоящее время норм и правил безопасной эксплуатации в 1989 и 1993 годах. По проекту фирмы «Петон» выполнена реконструкция колонны К-10 по замене клапанных тарелок на 17 секций насадки с установкой сборных тарелок для вывода боковых продуктов и циркуляционных орошений. В дополнение к модернизации внутренних устройств вакуумной колонны применена новая вакуумсоздающая система, взамен пароэжекторной установки. Установка ЭЛОУ-АВТ-6 введена в эксплуатацию в 2001 году на основании приказа №680 от 17 октября 2001г. На установке в капитальный ремонт 2002г. (май-июнь) сделана реконструкция колонн атмосферной части. Реконструкция заключалась в замене 4-х поточных тарелок на 2-х поточные с изменением шага и типа клапанов в колоннах, что привело к улучшению контакта пар - жидкость. В 2004г. на установке смонтирован аппарат охлаждения затемненной фракции Х-105 с целью получения фракции затемненного продукта (слопа) в колонне К-10 и выводе ее с установки в качестве сырья установок ТК-3, ТК-4, Битумной или использования ее в качестве жидкого топлива. В 2010 году по проекту фирмы «SULZER» выполнена реконструкция колонны К-10 по замене 17 секций насадки с установкой глухих тарелок в кубовой части колонны. В 2010 году по проекту фирмы «KOCH-GLITSCH» в колонну К-4 смонтированы 80 тарелок и 2 распределительных устройства для получения изопентановой фракции (фракции НК-35 °C) и сырья установки «Изомеризации», в колонне К-8 заменили 18 клапанных тарелок и одно распределительное устройство, в колонне К-3 заменили 60 клапанных тарелок и 2 распределительных устройства. 9 В 2010 году были заменены горелочные устройства типа PLNC-12RM на печах П-1/1, П-1/2, П-1/3. В 2011 году произведена переобвязка сырьевых теплообменников Т-5/1, Т5/2 на потоки тяжелого вакуумного газойля (ТВГ) и 3-его циркуляционного орошения (ЦО) колонны К-2 соответственно, теплообменника Т-39 на доохлаждение потока легкого дизельного топлива (ДТ), теплообменника Т-31 на доохлаждение потока реактивного топлива (РТ), теплообменника Т-27 на доохлаждение фракции 70140 ºС из колонны К-3, оптимизирована схема захолаживания фракции тяжелого дизельного топлива (ТДТ) от насоса Н-20, установлен теплообменник Т-202 на охлаждение фракции затемненного продукта. В 2012 году были заменены горелочные устройства на печах П-2, П-3 на горелки типа PLNC-12RM. В проекте установки максимально использованы аппараты воздушного охлаждения. Предусмотрена возможность работы установки без вакуумной части при сохранении проектной производительности по сырью. В качестве трубчатых подогревателей используются 5 вертикально факельных печей, разработанных институтом ВНИПИнефть. Жидкое топливо используется из внутриустановочного контура с возможностью подключения заводского кольца, газовое топливо – из рефлюксных емкостей Е-2, Е-4, Е-5, Е-6 и общезаводской сети. Аппаратура, подвергающаяся коррозии, изготовлена с повышенной надежностью с применением легированного и цветного металла. Предусмотрена возможность подачи растворов ингибитора коррозии и нейтрализатора в шлемовые трубопроводы колонн К-1 и К-2 [2]. Вывод: ППН является важнейшим процессом переработки нефти. Нефть перегоняется как при атмосферном давлении, так и под вакуумом. Предварительно нефть очищается солей и обезвоживается на блоке ЭЛОУ. На Сызранском НПЗ установка атмосферно-вакуумной перегонки перерабатывает 6 млн.т/год исходного сырья. Установка находится под постоянным контролем и ремонтируется при необходимости на протяжении всего срока эксплуатации. 10 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ И МАТЕРИАЛОВ Сырьём для установки ЭЛОУ-АВТ-6 служат нефти, добываемые в Российской Федерации, а именно в Западно-Сибирских, Ставропольских, Ульяновских и Оренбургских месторождениях плотностью от 820 до 860 кг/м3. Наименования сырья, реагентов и материалов, а также нормы определяемых у них показателей качества представлены в таблице 1 [2]. Таблица 1 – Характеристика исходного сырья, реагентов, материалов № Наименование сып/п рья, реагентов, материалов 1 2 3 Показатели качества, обязательные для проверки 1. Сырьё Сырьё установок 1. Плотность при 20 °C, кг/м3, не первичной перераболее ботки 2. Массовая доля серы, % масс., не более 3. Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 4. Содержание воды, % масс., не более 5. Массовая доля механических примесей, %, не более 6. Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °C, (ppm), не более Бензин-отгон уста1. Фракционный состав: новок гидроочистки - КК, °C, не более 2. Содержание серы, % масс., не более (после защелачивания на Л24/7) 3. Содержание водорастворимых кислот и щелочей 4. Испытание на медной пластинке (после защелачивания на Л-24/7) Нефть обессоленная 1. Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 2. Массовая доля воды, %, не более 11 Норма по нормативному документу 870 1,8 100 0,5 0,05 6,0 180 0,05 отсутствие выдерживает 5,0 0,2 Продолжение таблицы 1 № Наименование сыПоказатели качества, обязаНорма по нормативп/п рья, реагентов, мательные для проверки ному документу териалов 2. Реагенты и вспомогательные материалы 1 Едкий натр 1. Массовая доля гидроксида 46 натрия, %, не более 2. Массовая доля углекислого 0,6 натрия, %, не более 3. Массовая доля хлористого 3,0 натрия, %, не более 4. Массовая доля железа в пере0,007 (в пересчёте на счёте на FeO, %, не более оксид железа Ⅲ) 5. Массовая доля хлорноватокис0,25 лого натрия, %, не более 2 Щелочной раствор 1. Концентрация, % вес. 0,8-2 3 Ингибитор корропрозрачная янтарная 1. Внешний вид зии EC1021A жидкость 2. Цвет светлый 3. Запах углеводородного типа 4. Температура вспышки в закры68-70 том тигле, °C, в пределах 5. Температура застывания, °C минус 25 6. Температура кипения, °C 180 3 7. Плотность при 15 °C, г/см 0,918 8. Вязкость кинематическая при 15 20 °C, сСт 9. Вязкость кинематическая при 6,74 40 °C, сСт 10. Растворимость не растворим в воде 4 Деэмульгатор 1. Внешний вид янтарно-коричневая EC2472A жидкость 2. Запах углеводородного типа 3. Плотность при 15,5 °C, г/см3 0,97 4. Вязкость кинематическая при 53 40 °C, сСт 5. Температура застывания, °C минус 37 6. Температура вспышки в закры56 том тигле, °C 7. Растворимость не растворим в воде 12 Продолжение таблицы 1 № Наименование сыПоказатели качества, обязап/п рья, реагентов, мательные для проверки териалов 5 Нейтрализатор 1. Внешний вид EC1197A 2. Плотность при 16 °C, г/см3, в пределах 3. Вязкость кинематическая при 38 °C, сСт 4. Температура застывания, °C, менее 5. Температура вспышки в закрытом тигле, °C, выше 6. Температура кипения, °C, в пределах 7. Растворимость 6 Ингибитор коррозии PET – 1203 7 Нейтрализатор PET – 1100 8 Деэмульгатор (Сепарол WF41) 1. Внешний вид 2. Цвет 3. Запах/вкус 4. Растворимость 5. Температура замерзания 6. Вязкость (при 38 °C) 7. Температура вспышки 8. Плотность (г/мл) при 16 °C 1. Внешний вид 2. Цвет 3. Запах/вкус 4. Растворимость 5. Температура замерзания 6. Вязкость (при 38 °C) 7. Температура кипения 8. Плотность (г/мл) при 16 °C 1. Внешний вид 2. Цвет 3. Запах/вкус 4. Растворимость 5. Температура вспышки 6. Вязкость (при 20 °C) 7. Температура застывания 8. Плотность (г/мл) при 20 °C 13 Норма по нормативному документу светло-жёлтая жидкость 0,98-0,99 3 минус 34 93,3 100-116 полностью растворим в воде жидкость тёмно-коричневый ароматических углеводородов нерастворим в воде <-15 °C ниже 13-77 сСт более 62 °C 0,931-0,952 жидкость тёмно-коричневый аминный растворим в воде <-33 °C <10 сСт Около 100 °C 0,97-1,03 жидкость прозрачная жёлтая аминный в спиртах и ароматических углеводородах или их смесях 17 °C 40 сСт <-50 °C 0,94 Продолжение таблицы 1 № Наименование сыПоказатели качества, обязап/п рья, реагентов, мательные для проверки териалов 9 Ингибитор корро1. Внешний вид зии Геркулес 30617 2. Плотность при 20 °C, г/см3 3. Температура застывания, °C, не выше 4. Растворимость 10 Ингибитор коррозии Геркулес 30618 1. Внешний вид 2. Плотность при 20 °C, г/см3 3. Температура застывания, °C, не выше 4. Вязкость кинематическая при 20 °C, мм2/с, не более 5. Активное вещество (сухой остаток), %, не менее 6. Аминное число, см3, 0,1 М HCl, не менее 11 Нейтрализатор Геркулес 54505 1. Внешний вид 2. Плотность при 20 °C, г/см3 3. Температура застывания, °C, не выше 4. Нейтрализующая способность, л/г-экв HC, не выше 5. Растворимость 12 Нейтрализатор Геркулес 54502 1. Внешний вид 2. Плотность при 20 °C, г/см3 3. Температура застывания, °C, не выше 4. Нейтрализующая способность, л/г-экв HCl, не выше 14 Норма по нормативному документу однородная жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета 0,925±0,025 минус 40 нефтерастворим марка А марка Б жидкость от светложёлтого до тёмно-коричневого цвета 0,86-0,96 минус 40 минус 35 не определя20,0 ется не определя40,0 ется не определя5,0 ется марка А марка Б однородная жидкость от бесцветной до слегка коричневого 870-890 973-984 -40 -35 0,300 нефтераст- водорастворим ворим прозрачная жидкость от бесцветного до янтарного цвета 0,91-0,99 минус 40 0,300 Продолжение таблицы 1 № Наименование сыПоказатели качества, обязап/п рья, реагентов, мательные для проверки териалов 13 Деэмульгатор Гер1. Внешний вид кулес 1017 2. Плотность при 20 °C, г/см3 3. Температура застывания, °C, не выше 4. Вязкость кинематическая при 20 °C, мм2/с, не более 5. Растворимость 14 Деэмульгатор Геркулес 1603 1. Внешний вид 15 16 Деэмульгатор ТХП Денафтен 4100 Ингибитор коррозии OFC – ИКБ 2. Плотность при 20 °C, г/см3 3. Температура застывания, °C, не выше 4. Кинематическая вязкость при +20 °C, мм2/с, не более 5. Массовая доля активного вещества, %, не менее 1. Внешний вид 2. Массовая доля нелетучих компонентов, % 3. Плотность при 20 °C, кг/м3 4. Кинематическая вязкость при 20 °C, сСт, не выше 5. Температура застывания, °C, не выше 1. Внешний вид 2. Массовая доля активного вещества, % масс. В пределах 3. Кинематическая вязкость при 20 °C, мм2/с, не более 4. Плотность при 20 °C, кг/м3 5. Температура застывания, °C, не выше 15 Норма по нормативному документу жидкость светло-коричневого цвета 0,920±0,015 минус 50 20 нефтерастворим марка марка марка А Б С прозрачная жидкость от светло-жёлтого до тёмно-коричневого цвета 0,866-0,980 минус 40 100 24 однородная жидкость от бесцветного до коричневого цвета 30-60 830-970 40 минус 50 однородная жидкость от светло-жёлтого до тёмно-коричневого цвета 20 25 880-1100 минус 50 Продолжение таблицы 1 № Наименование сыПоказатели качества, обязап/п рья, реагентов, мательные для проверки териалов 17 Нейтрализатор кор- 1. Внешний вид розии «АН-ТИКОР16» 18 19 20 21 Топливо жидкое (мазут) Топливо газообразное (газ сухой) Азот газообразный технический Водяной пар 2. Плотность при 20 °C, кг/м3, в пределах 3. Показатель активности водородных ионов (pH), ед. pH в пределах 4. Кинематическая вязкость при 200 °C, мм2/с (сСт), не более 5. Температура застывания, °C, не выше 6. Температура вспышки, °C, не ниже 1. Плотность при 20 °C, кг/м3 2. Температура застывания, °C, в пределах 3. Температура вспышки, в закрытом тигле, °C, не менее 1. Углеводородный состав, % масс., не более: - содержание ∑C5 2. Содержание водорода, % масс. Не более 3. Механические примеси 4. Содержание воды 1. Содержание азота, % объёма, не менее 2. Содержание кислорода, % объёма, не более 3. Объёмная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более 4. Содержание масла в газообразном азоте 5. Объёмная доля водорода, % 6. Объёмная доля суммы углеродсодержащих соединений в пересчёте на CH4 1. Солесодержание, не более, мг/кг 2. pH при 25 °C, в пределах 16 Норма по нормативному документу мутная или прозрачная жидкость от белого до светло-коричневого цвета 800-1100 10,0-12,0 10 минус 50 22 890-925 +28 - +30 90 2,4 3,0 отсутствие отсутствие 1 сорт 2 сорт 99,6 99,0 0,4 1,0 выдерживает испытание выдерживает испытание не нормируется не нормируется 0,009 0,4 6,0-8,5 Окончание таблицы 1 № Наименование сыПоказатели качества, обязап/п рья, реагентов, мательные для проверки териалов 22 Технический воздух 1. Размер твёрдой частицы, мкм, не более 2. Содержание посторонних примесей, мг/м3, не более: - твёрдых частиц - воды и масел 3. Температура точки росы, °C, не более Норма по нормативному документу 5 1 не допускается минус 40 Вывод: в данной главе были рассмотрены реагенты, материалы, а также исходной сырьё для установки, они должны отвечать требованиям нормативных документов по своим показателям качества. 17 3. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ ПРОЦЕССА 3.1. Основные показатели работы Выделяют два основных показателя работы установок АВТ: • отбор фракции от потенциального содержания их в нефти; • чистота отбираемых фракций (налегание) – качество дистиллятов. Процент отбора от потенциала регулируется показателями: 1) температурой нагрева в зоне питания, то есть в сырьевом потоке доля отгона должна быть на 2-5 % масс. больше выхода продуктов, отбираемых в колонне; 2) подачей в низ колонны водяного пара (2-3 % масс. на сырье). Прирост «светлых» за счет водяного пара более выгоден, чем увеличение нагрева сырья. В вакуумном блоке лучше увеличить температуру нагрева мазута; 3) циркуляцией легкой флегмы в сырье (циркуляция 10-15 % масс. на нефть самой легкой фракции позволяет дополнительно испарить 1,5-2,3 % масс. исходного сырья и снизить на 0,3-0,4 % потери 41 «светлых» с мазутом; но данный вариант связан с большими энергозатратами); 4) эффективностью работы тарелок в концентрационной секции колонны. Если КПД низкий, то возрастают потери легких фракций с мазутом до 1,3 % масс. от сырья. Качество отбираемых дистиллятов определяется налеганием фракций, то есть разностью между температурой конца кипения легкой фракции и температурой начала кипения следующей. Эти показатели регламентируются цеховыми нормами. Налегание фракций не должно превышать 10-25 °С [3]. Поступающее на нефтетехнологические установки нефтяное сырье значительно различается по физико-химическим константам: углеводородному сотаву, плотности, вязкости, содержанию растворимых в нефтях минеральных солей, газа, серы, парафина, механических примесей и др. Кроме углерода и водорода в нефти находятся побочные элементов и соединения – кислород, фосфор, сера, газ, вода и 18 др. Присутствие этих побочных элементов и соединений в нефти вызывает затруднения в процессе ее переработки. Температуры выкипания отдельных фракций зависят от физико-химических свойств нефти. Последние учитываются при разработке и выборе схем первичной переработки, аппаратурном и материальном оформлении установки. Нефти сильно различаются по фракционному составу. Некоторые нефти богаты содержанием компонентов светлых, и количество в них фракций, выкипающих до 350 °С, достигает 60-70 вес. %. Фракционный состав нефтей играет важную роль при составлении и разработке технологической схемы процесса, расчете ректификационной системы и отдельных аппаратов установки [4]. 3.2. Основные факторы процесса установки ЭЛОУ-АВТ-6 Перед попаданием нефти в колонны она должна пройти стадии обезвоживания и обессоливания в электродегидраторах, основными факторами которых являются: Температура нефти на входе – 100-140 °С; Давление в электродегидраторах – не выше 1,6 Мпа; Сила тока – 5 А; Напряжение – 20 кВ; Подача воды в электродегидратор – не более 40 м3/ч; Производительность электродегидратора – 90 т/ч; Соотношение воды к нефти в электродегидраторе – 31 % и 69 %; Содержание хлористых солей в обессоленной нефти – не более 5 мг/дм3 Содержание воды после блока ЭЛОУ – 0,2 % Основными факторами процесса ППН являются температура и давление в колоннах. Отбензинивающая колонна (К-1): Температура питания – 210 °С; 19 Температура верха – 160 °С; Температура низа – 270 °С; Давление верха – не выше 5 кг/см2 (не выше 0,5 МПа). Атмосферная колонна (К-2): Температура питания – 360 °С; Температура верха – не выше 135 °С; Температура низа – не выше 360 °С; Давление верха – не выше 2 кгс/см2 (не выше 0,2 МПа). Колонна стабилизации (К-8): Температура питания – 110-140 °С; Температура верха – 55-90 °С; Температура низа – не выше 190 °С; Давление в колонне – не выше 13 кгс/см2 (не выше 1,3 МПа). Колонна вторичного фракционирования (К-3): Температура питания – 70 °С; Температура верха – 80-110 °С; Температура низа – не выше 200 °С; Давление в колонне – не выше 5 кгс/см2 (не выше 0,5 МПа). Вакуумная колонна (К-10): Температура питания – 330 °С; Температура верха – не выше 110 °С; Температура низа – не выше 380 °С; Давление в колонне – не выше 40-55 мм.рт.ст. (не выше 5-7 кПа) [2]. Вывод: основными факторами процесса первичной переработки нефти является температура выкипания отдельных фракций, зависящая от физико-химических свойств нефти и давление в колоннах. 20 4. ОСНОВЫ ПРОЦЕССА И ХИМИЗМ 4.1. Сущность первичной переработки нефти Процесс ППН заключается в разделении сложной смеси органических соединений нефти на более простые смеси, имеющие сравнительно узкие температурные пределы выкипания. Причем пределы выкипания фракций и их перечень могут варьироваться в зависимости от качества нефти, потребности в нефтепродуктах и т. д. ППН основана на физических процессах: нагрев, испарение, конденсация и охлаждение. В общем виде она заключается в нагреве нефти до испарения и в последующей раздельной конденсации паров с целью получения отдельных фракций. При этом не происходит изменения состава и строения органических соединений или эти изменения незначительны. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется. Получаемые пары отбираются и конденсируются. Перегонкой получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. В составе нефти имеются у/в, кипящие при Ратм в интервале температур 400 и выше, в то время как термическая стабильность у/в сохраняется только до 380…400 °С. При более высокой температуре начинается процесс крекинга у/в. Для того, чтобы избежать разложения у/в надо понизить их температуру кипения. Это достигается перегонкой нефти под вакуумом. Нефтяная фракция, выкипающая при Ратм в интервале температур 450…500°С, может быть перегнана под вакуумом (остаточное давление 5-7 кПа) при 300…350°С. ППН обычно осуществляется в две стадии: первая – переработка нефти до мазута с целью получения различных топливных фракций; вторая – переработка мазута до гудрона, с целью получения масляных дистиллятов или широкой фракции вакуумного газойля. 21 На первой стадии переработки осуществляется на атмосферных секциях, комбинированных атмосферно-вакуумных трубчатых установках. Остатком атмосферной перегонки является мазут, который перерабатывается на вакуумных секциях АВТ на второй стадии [5]. 4.2. Принцип работы атмосферного блока Ректификация – это тепло- и массообменный процесс разделения жидкостей, различающихся по температуре кипения, за счет противоточного, многократного контактирования паров и жидкости. Процесс ректификации проводится в ректификационных колоннах на специальных устройствах – ректификационных тарелках или насадках. В работающей ректификационной колонне через каждую тарелку или заменяющее ее устройство проходят два потока: жидкость – флегма, стекающая с вышележащей на нижележащую тарелку; пары, поступающие с нижележащей на вышележащую тарелку. Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равновесия, однако, вступая в соприкосновение, стремятся к этому. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и поэтому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадая в зону более низкой температуры, конденсируется, и часть высококипящего продукта из этого потока переходит в жидкость. Концентрация высококипящего компонента в парах таким образом понижается, а низкокипящего – повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно изменяется. Часть ректификационной колонны, которая расположена выше ввода сырья, называется концентрационной, а расположенная ниже ввода – отгонной. В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс ректификации. 22 С верха концентрационной части в паровой фазе выводится целевой продукт необходимой чистоты – ректификат, а с нижней тарелки – жидкость, все еще в достаточной степени обогащенная низкокипящим компонентом. В отгонной части происходит отпарка из этой жидкости легкокипящих фракций, а из нижней части колонны выводится второй продукт – кубовый остаток. Для нормальной работы ректификационной колонны необходимо, чтобы с тарелки на тарелку непрерывно стекала орошающая жидкость – флегма. Поэтому часть готового продукта (ректификата) после конденсации возвращается на верхнюю тарелку в виде так называемого орошения. При помощи подаваемого на верх колонны холодного (острого) орошения регулируется температура верха колонны. Тем самым определяется качество ректификата по температуре конца кипения, по содержанию в нем высококипящих компонентов. С другой стороны, для нормальной работы колонны необходимо, чтобы с низа колонны вверх непрерывно поднимались пары. Для создания восходящего потока паров, а также максимального извлечения из жидкого остатка более легкокипящих фракций, в отгонную часть колонны подводится тепло – при помощи кипятильника, подачи "горячей струи", ввода острого водяного пара и т.д. Атмосферную перегонку нефти проводят при температуре не выше 370 С (при более высокой температуре начинается крекинг). Эффективность процесса ректификации характеризуется четкостью ректификации – предельным содержанием низкокипящих и высококипящих компонентов в целевых фракциях, а также глубиной отбора целевых фракций от сырья. Четкость ректификации и глубина отбора зависят от многих факторов, важнейшим из которых являются температура нагрева сырья, количество подаваемого орошения (флегмы), тип и число тарелок, конструкция и место ввода сырья, рабочие условия и другие. Контроль за работой ректификационных колонн в основном сводится к управлению важнейшими факторами процесса – температурным режимом, давлением и изменением количества подаваемого в колонны водяного пара. 23 Температура сырья на входе в колонну зависит от природы сырья, заданной глубины отбора дистиллятов, давления и относительного расхода водяного пара. Чем легче по фракционному составу сырье и чем меньше глубина отбора дистиллятов, тем более низкой при прочих равных условиях может быть температура сырья на входе в колонну. Температура верха колонн и отборов боковых погонов в сложных ректификационных колоннах регулируется за счет изменения количеств острого и циркуляционного орошений. Увеличение температуры низа колонны или соответствующей секции сложной колонны приводит к уменьшению содержания легкокипящих компонентов в остатке и увеличению отбора фракций от сырья или в данной секции. Повышение температуры верха колонны или соответствующей секции колонны позволяет производить отбор ректификата или побочного продукта с заданной температурой конца кипения и повысить температуру начала кипения фракции, отбираемой в последующей секции колонны. Кроме того, увеличение количества циркуляционных орошений делает возможным разгрузить верхнюю часть колонны по парам, уменьшить подачу острого орошения и повысить температуру предварительного нагрева сырья. Давление в ректификационной колонне зависит от ряда факторов. Для обеспечения максимального отбора дистиллятов от сырья давление должно быть, как можно ниже и в то же время обеспечивать конденсацию паров дистиллята при помощи наиболее дешевого и доступного хладагента, преодоление сопротивления при движении паров по тракту после выхода из колонны. Увеличение давления в колонне вызывает также повышение температуры кипения углеводородов, а, следовательно, и повышение температуры процесса ректификации, что приводит к увеличению теплопотерь; также снижается чёткость разделения фракций. Увеличение количества водяного пара, подаваемого в низ колонны, до определенного предела позволяет увеличить глубину отбора дистиллятов из сырья при прочих равных условиях [2]. 24 4.3. Принцип работы вакуумного блока Главное назначение блока вакуумной перегонки мазута топливного профиля – получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (360-500 °С), используемого как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях – термического крекинга с получением дистиллятного крекинг-остатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов. Для понижения рабочей температуры и снижения термодеструкции тяжелых углеводородов в колонне создается вакуум, а в качестве теплоносителя и одновременно инертного компонента для понижения температуры кипения вводится перегретый водяной пар. Расход водяного пара в вакуумной колонне существенно больше, чем в атмосферном блоке – 5-8 % в расчете на сырье (мазут). Мазут подогревается в дистиллятных полугудроновых и гудроновых теплообменниках, доводится в трубчатой печи до температуры 375-400 °С и поступает в ректификационную колонну, отгонная часть которой имеет меньший диаметр, чем концентрационная часть. Благодаря этому сокращается время пребывания жидкого остатка в колонне, что способствует снижению глубины его разложения. Боковыми погонами выводятся фракции масляных дистиллятов. Вакуум в колонне создается физико-механическим способом, т.е. конденсацией паров (обычно в барометрическом конденсаторе) и отсасыванием несконденсировавшихся газов вакуумными насосами. Конденсат откачивают насосами или удаляют свободным истечением. В вакуумной колонне стремятся создать условия, обеспечивающие высокую долю отгона сырья (перехода его в паровую фазу) и его минимальное разложение. Для этого необходимо уменьшать время пребывания мазута в печи, снижать гидравлические сопротивления во всех элементах системы и применять вакуумсоздающие системы, обеспечивающие поддержание минимального давления в колонне. Для обеспечения высокоинтенсивного, но кратковременного цикла нагрева мазута применяют радиантные печи с экранами двухстороннего облучения, а также 25 вводят в змеевики печи водяной пар (снижает интенсивность коксообразования и его отложения на стенках труб), увеличивают диаметр труб змеевика, последних по ходу сырья, соединения труб змеевиков производят с помощью калачей, а не ретурбендов, трансферную линию выполняют с минимальным числом поворотов. Выносные отпарные секции в вакуумных блоках используются достаточно редко. Наиболее оправдано их применение только в схемах разделения для масляного варианта работы, когда на первое место выходит требование к качеству узких масляных фракций в отношении наложения соседних фракций друг на друга. Это объясняется тем, что наличие отпарных секций за счет вода в них дополнительного количества водяного пара приводит к увеличению паровых нагрузок в основной колонне, что, в свою очередь, приводит к росту гидравлического сопротивления колонны. Поэтому глубина вакуума, создаваемая вакуумсоздающей системой (ВСС) в верхней части ректификационной колонны, далеко не всегда будет определять интенсивность разложения тяжелых углеводородов в колонне. Действительно при снижении Pв будет иметь место возрастание скорости движения паров по колонне, которое при определенных условиях может приводить даже к росту P н. Более полезным представляется снижение гидравлического сопротивления КУ, что ещё раз подчеркивает системный характер задачи проектирования сложных колонн и необходимость использования при проектировании оптимизационных процедур [6]. 4.4. Химизм Принцип работы колонн основана на физических процессах (нагрев, испарение, конденсация и охлаждение), поэтому с точки зрения химизма возможно рассмотреть только работу блока ЭЛОУ, представленного 8-ю электродегидраторами с пропускной способностью каждого 90 м3/ч. Блок электрообесоливания – ЭЛОУ предназначен для подготовки нефти к переработке на атмосферно-вакуумном блоке (АВТ). От глубины обезвоживания и 26 обессоливания нефти зависят продолжительность цикла работы установок первичной переработки нефти, качество вырабатываемых нефтепродуктов и соответственно, технико-экономические показатели работы предприятия. Подготовка нефти заключается в удалении из поступающей на завод нефти хлористых солей кальция, магния, натрия, растворенных в воде, и воды, находящейся в нефти в виде эмульсии. В процессе электрообессоливания нефти совместно с солями выделяются механические примеси и соединения никеля, ванадия и других металлов. Вместе с ними выделяются также соединения мышьяка, отравляющего платиновый катализатор риформинга. Последний процесс особенно эффективен при глубоком обессоливании нефти (до 5 мг/л хлористых солей и менее). В процессе обессоливания также должны быть выделены хлористые соли, находящиеся в нефти в кристаллическом состоянии. Выделение воды, содержащей хлористые и кристаллические соли, из нефти проводится с целью защиты оборудования от воздействия коррозии, отложения в змеевиках печей и теплообменников механических примесей и солей. Соли, растворенные в присутствующей в нефти воде, представляют собой, главным образом, хлориды, которые могут подвергаться гидролизу с образованием хлорида водорода. Хлориды щелочноземельных металлов, таких как кальций и магний, подвергаются гидролизу при температурах, имеющих место на установках по переработке нефти: MgCl2 + 2H2O = Mg(OH)2 + 2HCl (выше 120 °С); CaCl2 + 2H2O = Ca(OH)2 + 2HCl (около 350°С). Гидролиз хлорида натрия, происходящий при значительно более высокой температуре (600-700 °С), представляет меньшую угрозу. Хлорид водорода, конденсируясь вместе с водой в шлемовых потоках дистилляционных систем, образует соляную кислоту. Разбавленная соляная кислота 27 особенно коррозионно-активна: прореагировав с железом, она затем регенерируется в присутствии воды и может вызвать дальнейшую коррозию: Fe + 2HCl = FeCl2 + H2; FeCl2 + 2H2O = Fe(OH)2 + 2HCl. В присутствии сероводорода происходят следующие реакции: FeCl2 + H2S = FeS + 2HCl (паровая фаза); FeS +2HCl = H2S + FeCl2 (жидкая фаза). Так как в процессе перегонки нефти гидролизуются с образованием HCl в основном MgCl2 и CaCl2, их неполное удаление приводит к образованию относительно большого количества хлористого водорода. Гидролиз остаточных хлоридов магния и кальция может быть подавлен путем введения в обессоленную нефть щелочных реагентов (в частности NaOH), которые переводят хлориды Ca и Mg в слабогидролизуемый хлорид Na. Присутствующие в нефти органические хлориды при традиционной технологии электрообессоливания практически не удаляются. При щелочной обработке нефти частично переводятся в NaCl и попадают в колонны вместе со следами неорганических хлоридов и, таким образом не исключается возможность возникновения коррозии. Сущность обессоливания и обезвоживания заключается в промывании нефти водой и разрушении образованной нефтяной эмульсии. На НПЗ применяется термоэлектрохимический способ разрушения нефтяных эмульсий. Одним из важнейших факторов глубины обезвоживания и обессоливания нефти, при этом, являются температура и размер частиц воды. С повышением температуры уменьшается прочность адсорбционной пленки на капельках воды. 28 Химический способ разрушения эмульсий заключается в применении поверхностно-активных веществ – деэмульгаторов. Деэмульгаторы, обладая большой поверхностной активностью, вытесняют с поверхностного слоя капелек воды природные эмульгирующие вещества и образуют гидрофильный (растворимый в воде) адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные и оседают. Эффективность действия деэмульгатора значительно возрастает при воздействии электрического поля. Для интенсификации деэмульгирования процесс проводят в электрическом поле переменного тока высокого напряжения (до 20 кВ). Капли воды под действием этого поля за счёт поляризации принимают вытянутую форму, ориентируясь по направлениям к электродам. При этом на концах капли возникают заряды, противоположные по знаку зарядам на электродах, а между каплями-глобулами воды возникают электрические силы притяжения, способные преодолеть сопротивление стабилизирующих слоёв глобул воды. Происходит столкновение глобул и разрушение образовавшихся вокруг них плёнок, способствующих их слиянию в крупные капли, которые отделяются от нефти под действием силы тяжести [2]. Вывод: основная цель процесса ППН на НПЗ ̶ получение основных компонентов для производства товарных нефтепродуктов и сырья для вторичных процессов. ППН осуществляется на атмосферных и вакуумных секциях АВТ, предварительно прошедшую стадию обезвоживания и обессоливания в электродегидраторах на блоке ЭЛОУ, предназначена для разделения нефти на отдельные фракции. Установки первичной перегонки нефти составляют основу всех НПЗ, от их работы зависят выходы и качество получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти. Установка ЭЛОУ-АВТ является головной установкой ППН, и без нее не может функционировать ни один НПЗ в мире. 29 5. МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС УСТАНОВКИ Материальный баланс установки ЭЛОУ-АВТ-6 и отдельных блоков за год и 13 марта 2022 года представлен в таблицах 2-6 [7]. Таблица 2 – Материальный баланс установки ЭЛОУ- АВТ- 6 Статьи баланса Расход тыс. т/год кг/ч т/сут. % Взято: Нефть сырая 17167 5837 715292 100,0 Итого Получено: Углеводородный газ Рефлюкс Фракция (НК-70 °С) Фракция (70-140 °С) Фракция(140-180 °С) 17167 5837 715292 100,0 63 292 845 1738 810 22 99 287 591 275 2625 12167 35208 72417 33750 0,4 1,7 4,9 10,1 4,7 Фракция (180-360 °С) Фракция (360–420 °С) Фракция (420–500 °С) Гудрон Потери Итого 5405 2307 1769 3828 110 17167 1838 784 602 1302 37 5837 225209 96125 73708 159500 4583 715292 31,5 13,5 10,3 22,3 0,6 100,0 Таблица 3 ̶ Материальный баланс блока ЭЛОУ Статьи баланса Взято: Нефть сырая Итого Получено: Нефть обезвоженная и обессоленная Расход т/сут. тыс. т/год кг/ч % 17167 17167 5837 5837 715292 715292 100,0 100,0 16873 294 5737 100 703042 12250 98,3 1,7 17167 5837 715292 100,0 Потери Итого 30 Таблица 4 – Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1 Расход Статьи баланса т/сут. тыс. т/год кг/ч % Взято: Нефть обессоленная Бензин–отгон Итого 16873 184 17057 5737 63 5800 703042 7667 710709 98,9 1,1 100,0 Получено: Углеводородный газ Рефлюкс Фракция (НК-35 °С) Фракция (35-70 °С) Фракция (70-140 °С) Нефть полуотбензиненная 63 292 0 845 1738 14119 22 99 0 287 591 4801 2625 12167 0 35208 72417 588292 0,4 1,7 0,0 5,0 10,2 82,7 17057 17057 710709 100,0 Итого Таблица 5 – Материальный баланс атмосферной колонны К-2 Статьи баланса Взято: Нефть полуотбензиненная Итого Получено: Фракция (140-180 °С) Фракция (180-360 °С) Мазут Итого Расход тыс. т/год кг/ч т/сут. % 14119 14119 4801 4801 588292 588292 100,0 100,0 810 5405 7904 14119 276 1838 2687 4801 33750 225209 329333 588292 5,8 38,8 55,4 100,0 Таблица 6 – Материальный баланс вакуумной колонны К-10 Статьи баланса Расход т/сут. тыс. т/год кг/ч % 7904 7904 2687 2687 329333 329333 100,0 100,0 2307 1769 3828 7904 784 601 1302 2687 96125 73708 159500 329333 29,2 22,4 48,4 100,0 Взято: Мазут Итого Получено: Фракция (360-420 °С) Фракция (420-500 °С) Гудрон Итого 31 Вывод: Материальный баланс установки – это выход всех конечных продуктов установки от исходного сырья, количество которого принимается равным 100%. В результате расчетов материального баланса установки ЭЛОУ-АВТ-6 Сызранского НПЗ были определены расход фракций в год, в сутки и в час (установка в год производит 121 тыс. т газа, 1154 тыс. т бензиновой фракции, 1838 тыс. т фракции дизельного топлива, 784 тыс. т лёгкого вакуумного газойля, 602 тыс. т тяжелого вакуумного газойля и 1302 тыс. т гудрона). Потери при первичной перегонке нефти незначительны (37 тыс. т в год). 32 6. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОЛУЧАЕМЫХ ПРОДУКТОВ, ПРОИЗВОДИМОЙ ПРОДУКЦИИ Наименования получаемых продуктов и нормы проверяемых показателей качества указаны в таблице 7 [2]. Таблица 7 – Характеристика получаемых продуктов № п/п 1 Наименование получаемых продуктов Газ сухой прямогонный 2 Рефлюкс прямогонный 3 Фракция НК-70 °С бензиновая прямогонная 4 Фракция 70-140 °С бензиновая прямогонная 5 Фракция 140-180 °С бензиновая прямогонная 6 Фракция 180-360 °С смесевая прямогонная Показатели качества, обязательные для Норма по нормапроверки тивному документу Углеводородный состав, % масс.: содержание С5 и выше, не более 0,5 Углеводородный состав, % масс, не более: -содержание С2 0,5 -содержание С5 15 - содержание суммы С6 и выше 0,7 Сырье установки изомеризации 1. Фракционный состав, °С: -температура НК, в пределах 30-35 -температура КК, не выше 80 2. Испытание на медной пластинке выдерживает 1. Фракционный состав, °С: -температура НК, не ниже 70 -температура КК, не выше 180 2. Испытание на медной пластинке выдерживает 3. Содержание воды не нормируется, определение обязательно 1. Фракционный состав, °С: -температура начала кипения не нормируется -температура конца кипения, не выше 180 2. Испытание на медной пластинке выдерживает не нормируется, 3. Содержание воды определение обязательно 1.Фракционный состав: - до 340 °С перегоняется, % об., не менее 95 - до 360 °С перегоняется, % об., не менее 96 2.Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже 50 минус 10…минус 12 3. Температура застывания, °С, в пределах 1,0 4. Цвет, ЦНТ, не более 33 Окончание таблицы 7 № п/п Наименование получаемых продуктов 7 Фракция дизельная вакуумная прямогонная 8 Легкий вакуумный газойль 9 Тяжелый вакуумный газойль 10 Мазут атмосферный 11 Гудрон Показатели качества, обязательные для Норма по нормапроверки тивному документу 1. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже 62 2. Температура застывания, °С, в пределах: минус 10…минус 12 сырье установок гидроочистки 0…+12 компонент топлива маловязкого судового 3. Цвет, ЦНТ, не более: сырье установок гидроочистки, компонент 2,0 топлива маловязкого судового 910 1. Плотность при 20 0С, кг/м3, не более 2. Фракционный состав, °С: температура начала перегонки, не ниже 260 температура конца перегонки, не выше 540 до 360оС перегоняется, % об. не более 5 0,02 3. Коксуемость по Конрадсону, % масс 3 4. Цвет, ед. ЦНТ, не более отсутствие 5. Содержание воды 0,3 1.Коксуемость по Конрадсону, %,не выше 2. Цвет, ед. ЦНТ, не более 5,5 -сырье установок ТК и компонент топочного мазута не нормируется отсутствие 3. Содержание воды 940 1.Плотность при 20 °С, кг/м3, не менее 2. Фракционный состав: -до 360 0С перегоняется, % об., не более 5,0 6,0-8,0 3. Величина pH водной вытяжки мазута 1.Плотность при 20 0С, кг/м3, в пределах 970-990 2.Вязкость условная при 80 °С, с, в пределах 20-60 3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, 0С, не ниже 190 4.Содержание водорастворимых кислот и щелочей -компонент топочного мазута отсутствие Получаемые на установке н/п используются следующим образом: 1) углеводородный газ направляется на установку сероочистки (30/4), после чего используется в топливной сети завода; 2) рефлюкс направляется на установку ГФУ для производства сжиженных газов и бензина; 3) фр. НК-70 °С выводится в парк установки изомеризации; 34 4) фр. 70-140 °С выводится с установки в промежуточный парк установок каталитического риформинга (ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/11-600, Л-35/6) совместно с фракцией 140-180 °С; 5) фр. 140-180 °С выводится в промежуточный парк установок каталитического риформинга (ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/11-600, Л-35/6) после узла фильтрации бензиновых фракций совместно с фракцией 70-140 °С; 6) фр. 180-360 °С выводится из атмосферной колонны К-2 и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки с целью получения дизельного топлива; 7) вакуумное дизельное топливо из К-10 – фр. 240-360 °С (ВДТ) выводится в парк цеха №4, как компонент топлива судового маловязкого (СМТ); 8) фракция 360-500 °С выводится с установки раздельными потоками: 1. фр. 360-420 °С (ЛВГ) выводится из секции легкого газойля вакуумной колонны К-10 и используется как сырье установки легкого гидрокрекинга (ЛГК24/8с) и каталитического крекинга (43/102). 2. фр. 420-500 °С (ТВГ) выводится из секции тяжелого газойля вакуумной колонны К-10 и используется как компонент сырья установок термического, каталитического крекингов, установки легкого гидрокрекинга (ЛГК-24/8с) и как компонент товарного мазута; 9) фр. затемнённого продукта (слоп) выводится с установки из секции затемнённого продукта вакуумной колонны К-10 и используется в качестве жидкого топлива на установке или сырья для установок термического крекинга (ТК-3,4), битумной установки; 10) фр. выше 500 °С (гудрон) поступает в промежуточный парк битумной установки и как сырье установок висбрекинга [2]. Вывод: на установке первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 получают: газ сухой, рефлюкс, фракции легкого и тяжелого бензина, фракции компонента дизельного топлива, легкий вакуумный газойль, тяжелый вакуумный газойль и гудрон. Все вышеперечисленные нефтепродукты по своим показателям качества должны отвечать требованиям нормативных документов. 35 7. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА Исходная нефть насосом несколькими параллельными потоками проходит через группу теплообменников, где она нагревается до температуры 100-140 °С. Далее нефть снова четырьмя параллельными потоками направляется в две ступени электродегидраторов (блок ЭЛОУ). Где к электродам подается высокое напряжение переменного тока, в результате чего между электродами возникает переменное электрическое поле. Элементарные частицы залитой в дегидратор водонефтяной эмульсии, попадая в электрическое поле, получают электрические заряды (отрицательные или положительные) в зависимости от заряда ближайшего электрода. При этом отрицательно заряженные частицы эмульсии передвигаются по направлению к положительному электроду, а положительно заряженные – к отрицательному. Поскольку электрическое поле меняет свое направление с частотой, соответствующей частоте приложенного переменного тока, то и частицы водонефтяной эмульсии меняют направление своего движения с такой же частотой. При большой частоте перемены направления движения обволакивающая частицы воды нефтяная пленка испытывает большое напряжение и при столкновении отдельных частиц одна с другой разрушается. Частицы воды, освобожденные от нефтяной пленки, соединяются в крупные капли и оседают на дно дегидратора, а обезвоженная нефть поднимается на поверхность. Таким образом в электродегидраторах происходит процесс обезвоживания нефти. При выходе из блока ЭЛОУ нефть нагревается в теплообменнике до 160-230 °С. Нагретая до 160-230 °С нефть поступает в отбензинивающую колонну К-1. Из этой колонны сверху уходят газы, пары воды и легкой бензиновой фракции (с концом кипения 140 °С). Газ, пройдя клапан, регулирующий давление в системе, направляется в секцию очистки от сероводорода, а затем в топливную сеть завода в качестве питания. Циркулирующая часть бензина (орошение) возвращается в колонну с помощью насоса, а балансовое его количество отводится из этого блока и передается в 36 блок стабилизации бензина, в колонну стабилизации К-8. Для поддержания температуры низа отбензинивающей колонны частично отбензиненная нефть забирается насосом, проходит змеевики печи и, нагретая до 270 °С, возвращается в нижнюю часть колонны К-1. Полуотбензиненная нефть с помощью насоса проходит через змеевики печи и с температурой 360°С подается в атмосферную колонну К-2. Из колонны К-2 сверху отводятся пары тяжелого бензина и воды. Полученная газожидкостная смесь газ-бензин-вода разделяется: с верха уходит газ, который направляется в топливную систему завода. Конденсат тяжелой бензиновой фракции (140-180 °С) выводится с низа отпарной колонны К-6, отводится с установки и направляется на установку каталитического риформинга. Фракция зимнего дизельного топлива (180-240 °С) выводится с низа отпарной колонны К-7, отводится с установки и направляется на установку гидроочистки. Фракция летнего дизельного топлива (240-360 °С) выводится из отпарной колонны К-9. После охлаждения в аппарате воздушного охлаждения фракция дизельного топлива отводится с установки и направляется на установку гидроочистки. Для увеличения отбора дизельного топлива в низ колонны К-2 подается перегретый водяной пар. Пар подается и в отпарные колонны К-6, К-7 и К-9 для удаления легких фракций. С низа атмосферной колонны К-2 насосу откачивается мазут, который нагревается в змеевике вакуум-печи и подается в вакуумную колонну К-10 при температуре 330 °С. В качестве будущего сырья каталитического крекинга с вакуумной колонны К-10 выводятся легкий вакуумный газойль (360-420 °С) и тяжелый вакуумный газойль (460-500 °С). С низа колонны К-10 отводится остаток – гудрон (выше 500 °С), который направляется на установку термического крекинга для получения судового маловязкого топлива. Нестабильные бензины поступают в колонну стабилизации К-8. В данной колонне из бензиновой фракции удаляются растворенные газы, которые выводятся 37 сверху. Жирный газ отделяется от сконденсированных легких углеводородов, сжиженного газа (рефлюкса). Рефлюкс отводится на установку газофракционирования, куда также направляют и жирный газ. Стабильный бензин отбирается с низа колонны К-8 и передается в блок вторичного фракционирования в колонны К-3. С верха колонны К-3 отводится фракция НК-70 °С, которая направляется на изомеризацию с блоком ГО. С низа колонны К-3 отбирается фракция 70-140 °С (легкий бензин), которая отводится с установки и направляется на установку каталитического риформинга [2]. Упрощённая схема установки ЭЛОУ-АВТ-6 представлена на рисунке 1. 38 Рисунок 1 – Упрощенная технологическая схема ЭЛОУ-АВТ-6 39 Вывод: на установке ЭЛОУ-АВТ-6 отбирают с различных колонн топливные фракции: газ сухой, рефлюкс, бензиновую фракцию, дизельную фракцию, легкий вакуумный газойль, тяжелый вакуумный газойль, гудрон. Каждая отбираемая топливная фракция отправляется с установки ЭЛОУ-АВТ-6 на другие установки завода для их дальнейшего улучшения. 40 8. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩЕЕ УСТРОЙСТВО ОСНОВНЫХ АППАРАТОВ УСТАНОВКИ Установка ЭЛОУ-АВТ-6 предназначена для обезвоживания и обессоливания сырой нефти и переработки обезвоженной и обессоленной нефти с целью получения продуктов первичной перегонки и полуфабрикатов – сырья установок газофракционирования, изомеризации, каталитического риформинга, гидроочистки, каталитического крекинга и битумной. Блок электрообессоливания – ЭЛОУ предназначен для подготовки нефти к переработке на атмосферно-вакуумном блоке, для обезвоживания и обессоливания сырой нефти. Атмосферный блок предназначен для разделения обессоленной нефти путём ректификации на углеводородный газ, фракции НК-140 °C, 140-180 °C, 180-240 °C, 240-360 °C, мазут (остаток атмосферной перегонки) – фракция выше 360 °C. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина предназначен для стабилизации фракции НК-140 °C с получением рефлюкса, углеводородного газа и последующего разделения стабильной фракции НК-140 °C на составляющие фракции: НК-35 °C, 35-70 °C и 70-140 °C. Вторичная перегонка ведётся по двухколонной схеме. Вакуумный блок предназначен для перегонки мазута (остаточного продукта атмосферного блока) с целью максимального отбора дизельной фракции, фракции 360-420 °C, фракции 420-500 °C и остаточного продукта – гудрона. Блок печей предназначен для обеспечения необходимого теплового режима колонн блоков: атмосферного, вакуумного и вторичной перегонки. Блок утилизации тепла предназначен для получения перегретого водяного пара за счёт утилизации тепла дымовых газов печей. Размеры основных аппаратов установки ЭЛОУ-АВТ-6: 1) Отбензинивающая колонна К-1: Высота колонны: 32,5 м Диаметр колонны: 5 м 41 Количество тарелок: 24 шт. 2) Атмосферная колонна К-2: Высота колонны: 52,75 м Диаметр колонны: верх – 5,5 м, середина – 7 м, низ – 5 м Количество тарелок: 50 шт. 3) Вакуумная колонна К-10: Высота колонны: 33,6 м Диаметр колонны: верх – 3 м, середина – 9 м, низ – 4,5 м Количество секций насадок: 4 секции [2]. Устройство отбензинивающей, атмосферной и вакуумной колонн с указанием количества тарелок и размеров колонн представлено на рисунках 2-4, все размеры указаны в миллиметрах. 42 32500 Ø 5000 Рисунок 2 – Устройство отбензинивающей колонны 43 52750 Ø 5500 Ø 7000 Ø 5000 Рисунок 3 – Устройство атмосферной колонны 44 Ø 3000 33600 Ø 9000 Ø 4500 Рисунок 4 – Устройство вакуумной колонны 45 Вывод: установка ЭЛОУ-АВТ-6 представляет из себя множество блоков и аппаратов, каждый из них имеет своё назначение, выполняет свои функции и имеет свои особенности в строении, которые можно увидеть на выше указанных эскизах трёх основных аппаратов установки. 46 9. ПУСК, ОСТАНОВКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОТДЕЛЬНЫХ АППАРАТОВ И УСТАНОВКИ Основанием для пуска установки является приказ по предприятию или письменное распоряжение технического директора. Ответственные лица за пуск установки назначаются приказом (распоряжением) из числа инженерно-технических работников: начальник цеха, его заместители, начальник установки. На ответственных работников за пуск возлагается организация, безопасное проведение комплексных испытаний (опрессовка, холостая прокатка и т.д.) и вывод на режим с обеспечением мер безопасности. Пуск установки производится после установки рабочей комиссией в комплексное опробование по акту и включает в себя следующие мероприятия: • прием сырья на установку; • холодная циркуляция; • горячая циркуляция; • перевод сырья на поток и вывод установки на нормальный технологический режим. Прием сырья на установку производится с письменного разрешения технического директора предприятия. Перед приемом сырья необходимо выполнить следующие мероприятия: - продуть систему инертным газом; - проверить наличие установленных заглушек на неработающих трубопроводах и аппаратах; - проверить готовность насосного оборудования. Подать напряжение на все электродвигатели насосов, подлежащих включению в работу. Включить в работу приточные и вытяжные вентиляторы; - включить в работу приборы контроля уровней, давлений и температуры; - получить из лаборатории данные о качестве сырья. Холодная циркуляция необходима для выявления неисправностей, налаживания непрерывной работы насосов, аппаратов, приборов КИПиА. 47 После устранения всех дефектов, обнаруженных холодной циркуляцией, достижения устойчивой работы всех насосов и приборов КИПиА приступить к горячей циркуляции. Горячая циркуляция отличается от холодной тем, что циркулирующее в системе сырье постепенно подогревается до нужной температуры, при которой установка выводится на нормальный режим. Все фракции и мазут при необходимости можно вывести в прием сырьевых насосов. Подать воду в холодильники и включить вентиляторы воздушных холодильников. Задвижки на входе и выходе пароперегревателей должны быть открыты полностью, во избежание попадания нефтепродукта и его паров обратным ходом из колонн на свечи. 9.1. Пуск отдельных блоков установки 9.1.1. Перевод атмосферной части установки на технологический режим и пуск блока стабилизации После стабилизации режима горячей циркуляции и получения положительных результатов анализов качества получаемых продуктов необходимо: - согласовать с диспетчером завода постоянный прием свежего сырья на установку и вывод в парк получаемых продуктов; - вывести мазут с установки; - вывести с установки в товарные парки фракции из К-6, 7, 9 и от насоса Н-20; - вывод на режим атмосферной части установки считается законченным при получении качественных продуктов согласно межцеховых норм и отработке технологических параметров процесса согласно временной технологической карты; - при горячей циркуляции и переводе установки на поток сырья включить и добиться устойчивой работы всех необходимых приборов КИПиА; 48 -добившись устойчивой работы атмосферной части установки, часть бензина из емкости направить на блок стабилизации для заполнения системы; - довести температуру низа К-8 до требуемой по технологической карте; - довести давление в К-8 до 10-12 атм, после чего бензин из емкости полностью направить помимо блока вторичной перегонки. Включить в работу вентилятор холодильника и подать воду в конденсаторы. При достижении параметров, предусмотренных технологической картой и стабильной работе насосов направить бензин из К-8 в К-3. 9.1.2. Пуск блока вторичной перегонки бензина Необходимо: - набрать уровень холодного стабильного бензина в колонне К-3; - наладить циркуляцию флегмы в К-3; - пополнить уровень в К-3 и приступить к подъему температуры в колонне со скоростью 20-30 °С в час. Подъем температуры в К-3 ведется за счет нагрева циркулирующей флегмы в печи П-2; - включить в работу вентиляторы конденсаторов. При необходимости пополнить уровень в К-3 из колонны К-8; - включить в работу все необходимые приборы КИПиА; - при получении качественных анализов узких фракций, соответствующих межцеховым нормам, вывести фракции с установки по своим схемам. 9.1.3. Пуск вакуумного блока Пуск вакуумного блока производится после пуска атмосферной части и при его стабильной работе: - подготовить вакуумный блок к заполнению холодным мазутом, проверить состояние оборудования, приборов КИПиА. Подготовить к включению в работу насосы и вакуумсоздающую систему. Заполнить дизельным топливом сепараторы 49 и приемные трубопроводы до насосов. Заполнить дизельным топливом барометрическую емкость и приемный трубопровод до насосов. Прокачать схемы циркуляционных орошений колонны К-10 дизельным топливом для удаления воды из системы. Сдренировать воду из колонны К-10 и приемных трубопроводов насосов. Заполнить дизельным топливом К-10 до нормального уровня в кубовой части колонны и наладить циркуляцию насосом. Зажечь пилотные горелки на П-3 и поднять температуру в кубе до 90 °С; - заменить дизельное топливо в К-10 на мазут и вывести излишек уровня. Подать воду в конденсаторы и холодильники; - заполнить водой гидрозатвор; - приступить к подъему температуры на П-3 со скоростью 10-15 °С в час; - при температуре низа К-10 330-340 °С перевести питание вакуумного блока мазутом от насосов, гудрон с низа К-10 насосом направить с установки. Теплообменники задействовать под циркуляционные орошения. Для вывода вакуумного блока без нарушения технологического режима атмосферной части установки и плавного подключения вакуумного блока к атмосферному, на теплообменниках предусмотрены байпасные пусковые перемычки. 9.2. Нормальная эксплуатация установки Нормальная эксплуатация установки осуществляется на режиме, предусмотренном «Технологической картой». Все отступления от технологической карты, должны производиться на основании распоряжений руководства установки. Аналитический контроль за нормальной эксплуатацией установки осуществляется согласно «Графика лабораторного контроля». При нормальной эксплуатации установки необходимо: - строго выдерживать технологический режим установки, согласно утвержденной «Технологической карты» и распоряжений руководства установки; - своевременно отбирать пробы, согласно временного графика лабораторного контроля и направлять их в лабораторию; 50 - по результатам анализов проб корректировать режим процесса в пределах технологической карты без резких колебаний; - все вырабатываемые продукты должны соответствовать межцеховым нормам. В случае выработки бракованной продукции направлять её в котельное топливо или в нефть; - следить за уровнем воды в рефлюксных емкостях; - следить за постоянством уровней в аппаратах, систематически проверяя работу уровнемеров; - следить за постоянством расходов и температур; - следить за давлением топливного газа на установку, жидкого топлива, воздуха КИП, воды и пара; - следить за расходом пара в пароперегреватели печей. Прекращение подачи пара может привести к прогару змеевиков печей. Для стабильности работы установки необходимо точное соблюдение режима на всех блоках установки. Нарушение режима на одном из блоков влечет за собой нарушение режима всей установки и, как результат, ухудшения качества выпускаемой продукции. Для обеспечения стабильного режима важное значение имеет равномерная подача сырья, состав и качество его подготовки. Сырье на блок АТ поступает с блока ЭЛОУ, поэтому слаженная работа этих двух блоков имеет важное значение. Необходима четкая дозировка щелочного раствора из Е-7,13 насосом Н-38/1,2,3,4 из-за возможных отложений на тарелках. От нормальной работы ректификационных колонн зависит качество продукции. Выводы готовых продуктов из стриппингов должны быть в полном соответствии с потенциальным содержанием продуктов нефти. Качество отводимых боковых продуктов из К-2 зависит от температуры паров под отборочными тарелками. При уменьшении откачки из стриппинг-секции продукта меньше его потенциального содержания в нефти в колонне К-2 будет иметь место накопление данного продукта, с одновременным нарушением четкости ректификации отбираемых продуктов по всей колонне К-2. 51 При постоянной температуре нагрева нефти качество получаемых продуктов достигается: - подачей острого и циркулирующего орошений; - подачей перегретого пара вниз К-2 и отправные колонны; - изменением количества вывода боковых погонов из колонны К-2; - изменением давления в колонне К-2. Во время работы необходимо следить: а) за равномерной загрузкой всех электродегидраторов нефтью; б) за температурой подогрева нефти. Чем выше температура нагрева, тем лучше происходит разрушение эмульсии в электрическом поле; в) за рН соляного раствора, поддерживая его в пределах 8-9 ед.; г) за количеством подаваемой в нефть воды, количеством и концентрацией деэмульгатора. При больших расстояниях между электродами меньше вероятность образования токопроводящих водяных цепочек, но и меньше градиент напряжения, а следовательно, и меньше интенсивность разрушения эмульсии. Причины отклонений параметров режима и неполадки в работе оборудования записываются в вахтовый журнал. При нормальной эксплуатации ведется учет расхода сырья, реагентов, энергоресурсов. За каждую смену и за сутки составляется материальный баланс работы установки и записывается в режимный лист. Для смешения получаемых на установке фракций на выходе нефтепродуктов с установки предусмотрены коллекторы смешения бензиновых фракций и фракций дизельного топлива. 9.3. Нормальная остановка установки Нормальная остановка установки производится перед ремонтом оборудования и в других случаях, связанных с работой общезаводского хозяйства, по письменному распоряжению руководства установки. 52 Операции по нормальной остановке установки выполняются в следующей последовательности: - предупредить диспетчера завода о предстоящей остановке установки; - нормальную остановку начать с остановки вакуумного блока и перевода его на циркуляцию; - снизить температуру мазута на выходе из печи П-3 со скоростью 20-25 °С в час; - гудрон и боковые погоны К-10 перевести в резервуары не кондиции; - остановить и прокачать аппарат затемненного продукта и теплообменник дизельным топливом; - уменьшить вывод фракций из К-10 с установки до полного прекращения; - при температуре мазута на выходе из П-3 310-320 °С направить его помимо вакуумного блока; - вакуумный блок перевести на циркуляцию; - циркуляцию промывного продукта на вакуумном блоке производить до снижения температуры низа К-10 до 50-60 °С; - перекрыть задвижки на отсосе газов из Т-35/1,2,3 к ВСС, остановить насос Н-104/1,2,3; - закрыть подачу дизельного топлива в С-1/1,2 и остановить Н-103/1,2; - повысить давление в колонне К-10 до атмосферного, подачей инертного газа; - после остановки вакуумной части мазут с низа К-10 откачать в сырье или с установки. Прокачать схему загрузки вакуумной колонны и схемы откачки гудрона дизтопливом; - бензин из Е-6 направить мимо стабилизации и блока вторичной перегонки с установки; - откачать продукты из колонн К-8, К-3 с установки; - сбросить давление из колонн К-8, К-3 на факел; - приступить к остановке атмосферной части установки в следующей последовательности: - постепенно снизить производительность установки по сырью, доведя её до 50-60 % от проектной; 53 - одновременно понижением производительности снижать температуру на выходе из печей П-1/1,2,3 со скоростью 25-30 °С в час; - продолжать снижение температуры на выходе из печей П-1/1,2,3 со скоростью 25-30 °С в час; - перекрыть перетоки из К-2 в К-6, К-7, К-9 и откачать продукт из них в сырье. Прекратить вывод фракции 290-350 °С с 42 тарелки К-2; - откачать бензин из Е-3, Е-1 на орошение колонн К-2, К-1. Насосы циркуляционных орошений остановить по мере снижения температуры в колонне К-2. В зимнее время приоткрыть перемычки Ду 80 на Е-1 и на Е-3; - при достижении температуры на выходе из печей П-1/1,2,3 200 °С форсунки потушить и перекрыть подачу пара в пароперегреватели печей; - прекратить подачу деэмульгатора, щелочи в нефть и подачу воды в электродегидраторы; - снять напряжение с электродегидраторов; - перекрыть задвижки на выводе воды со II-ой ступени в Е-18, с 1-ой ступени в Е-18 и из Е-18 с установки; -сбросить давление из аппаратов в колонну К-1 и далее на факел; -откачать нефть из аппаратов в линию некондиции; -сократить до минимума подачу воды в конденсаторы и холодильники, остановить вентиляторы аппаратов воздушного охлаждения. 9.4 Особенности пуска и остановки установки в зимний период времени В зимний период года при температурах окружающей среды ниже 0℃ необходимо тщательное наблюдение за состоянием материала оборудования и аппаратуры. Зависимость допустимого давления от температуры окружающей среды показана в «Регламенте проведения в зимнее время пуска (остановки) установки или испытания на герметичность сосудов». В период эксплуатации установки в зимнее время обслуживающий персонал обязан: тщательно контролировать обогрев контрольно-измерительных приборов; 54 следить за системой пароспутников, не допуская прекращения в ней движения; следить за приборами водяного отопления в помещениях и калориферах приточной вентиляции; контролировать состояние стояков пожаротушения. Надзор за оборудованием установки в зимнее время должен быть особенно тщательным, так как замораживание трубопроводов, аппаратов, контрольно-измерительных приборов может привести к нарушению режима технологического процесса, аварии, несчастным случаям или задержке вывода установки на нормальный режим. При остановке установки в зимнее время необходимо принимать все меры к своевременному освобождению аппаратов и трубопроводов от воды и легкозамерзающих жидкостей. Из всех аппаратов, которые подвергаются промывке и пропарке, необходимо тщательно удалять конденсат. В самых низких местах необходимо открывать дренажи или разбалчивать фланцевые соединения во избежание скапливания в них конденсата. В осенне-зимний период топливный газ может поступать на установку с газовым конденсатом, поэтому приемная емкость топливного газа должна систематически освобождаться от газового конденсата. На установке ежегодно к зимнему периоду разрабатывается и утверждается в установленном порядке комплекс мероприятий, в том числе «Перечень трубопроводов и дренажных точек, трубопроводов, временно выведенных из эксплуатации, подлежащих постоянному контролю обслуживающим персоналом». Технологический персонал установки под роспись знакомится с этими мероприятиями и несет ответственность за их выполнение [2]. Вывод: пуск и остановка установки ЭЛОУ-АВТ-6 осуществляется в строгом порядке только после распоряжения директора завода, нормальная работа и нормальная остановка должны проводиться по заданному регламенту и инструкциям, а также обязательным является соблюдение особенностей при пуске и остановке установки в зимний период времени. 55 10. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ УСТАНОВКИ В октябре 2017 г. на установке ЭЛОУ-АВТ-6 была проведена замена автоматизированной системы управления технологическим процессом фирмы «МОД-300 АdVАNТ» на автоматизированную систему управления технологическим процессом на базе микропроцессорной управляющей техники - унифицированного комплекса технических средств (КТС) контроля и управления DeltaV компании ООО «Эмерсон». Принятое построение системы управления позволяет реализовать следующие функции: непрерывное регулирование технологических параметров; индикация аналоговых параметров; управление дискретными устройствами; непрерывный логический контроль и управление системой ПЛК контуров аварийной сигнализации и блокировки; архивирование значений параметров, действий операторов, срабатывания сигнализации; связь с системой анализаторов. Управление технологическим процессом установки осуществляется централизованно из операторной установки, где расположены центральный пункт управления и панели управления и сигнализации. Все датчики давления, уровня, расхода электронного типа с выходным сигналом 4-20 мА. На установке ЭЛОУ-АВТ-6 применяются до 3000 контрольно-измерительных приборов, приведем некоторые из них: местные термометры – Германии, России (цена деления 5 °С, диапазон измеряемых температур: -10…+600 °С), изображен на рисунке 5; 56 Рисунок 5 – Местный термометр местные манометры – Германии, России (цена деления в зависимости от моделей: 0,2-0,6 бар, класс точности не ниже 2,5), изображен на рисунке 6; Рисунок 6 – Местный манометр термопреобразователи – Германии, России (диапазоны измеряемых тем- ператур: -10…+40 °С, 0…+100 °С, 0…+150 °С, 0…+200 °С), изображен на рисунке 7; Рисунок 7 – Термопреобразователь 57 термометры сопротивления – Германии, России (диапазоны измерения температуры: -50...+200 °С, -50...+350 °С, -50...+600 °С), изображен на рисунке 8; Рисунок 8 – Термометр сопротивления сигнализаторы давления – Германии, России; сигнализаторы уровня – Германии, России (например: Rosemount 2051 CD2A с диапазоном 0-11 кПа, который помогает следить за уровнем в бачке торцевого уплотнения насоса Н-8/3), изображен на рисунке 9; Рисунок 9 – Сигнализатор уровня сигнализаторы о пожаре – России; сигнализаторы загазованности – России; преобразователи ток-ток, напряжение-ток – Белоруссии; датчики расхода, давления, перепада давления – США, фирма «ТАYLOR», России (например: «TAYLOR 505 TB» с диапазоном 2560 мм вод.ст., который установлен в емкости Е-6) изображён на рисунке 10; 58 Рисунок 10 – Датчик перепада давления буйковые уровнемеры – США, фирма «FISHER», России (диапазон изме- рений: уровень жидкости ±50 % от длины буйка, длина буйка 356-3000 мм, погрешность измерения ±5 мм), изображен на рисунке 11; Рисунок 11 – Буйковый уровнемер турбинные расходомеры – США, фирма «FISHER» (например: «FISHER 249P», учитывающий расход в резервуаре Е-10), изображен на рисунке 12; Рисунок 12 – Турбинный расходомер 59 анализаторы – США, фирма «АВВ» (например, газоанализатор фирмы «ABB» AO2000 (в исполнении АО2020) марки Uras 26 имеет диапазон измерений от 0 до 100 % объёмной доли в зависимости от элемента исследования, погрешность измерений колеблется в пределах ±2-8 %), изображены на рисунке 13 [8]. Рисунок 13 – Газоанализатор фирмы «ABB» Вывод: информация от каждого контрольно-измерительного прибора передается в вычислительный центр, где происходит обработка данных, вывод их на экраны. Результаты этих измерений могут в дальнейшем использоваться для регулирования и контроля технологического режима предприятия. Применение средств автоматизации позволяет оптимизировать технологический процесс. Поэтому качественное внедрение и использование средств автоматизации и измерительных приборов играет важную роль во всем производственном процессе НПЗ. 60 11. ЕЖЕГОДНЫЕ НОРМЫ РАСХОДА СЫРЬЯ, РЕАГЕНТОВ, МАТЕРИАЛОВ, ЭНЕРГОРЕСУРСОВ Ежегодные нормы расхода сырья, реагентов, материалов и энергоресурсов зависят от режима работы, плана по выработке, состояния оборудования. Данные расхода за 2017 год приведены в таблице 7 [9]. Таблица 8 – Ежегодные нормы расхода № п/п 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 2 2.1 Единица измерения т т т т т т т Наименование статьи Расход за 2017 г. По плану Фактически 6 582 060,00 6 585 899,82 6 403 848,00 6 354 489,80 120 000,00 177 698,02 44 568,00 39 948,00 13 644,00 13 764,00 6 397 440,00 6 348 516,59 119 880,00 177 530,98 2.4 Сырье Нефть сырая Конденсат газовый сырой Бензин отгон ГО Бензин ЛГК Нефть обессоленная Конденсат газовый обессоленный Реагенты т Натр едкий технический Ингибитор коррозии Бактерицид OFC т ИКБ т Нейтрализатор Геркулес 54505 т Деэмульгатор Геркулес 1017 2.5 Ингибитор Геркулес 30617 т 10,80 10,80 2.6 Деэмульгатор ТХП Денафтен 4100 т 23,26 23,26 3 Топливо 3.1 Жидкое т 54 508,20 54 540,00 3.2 Газообразное т 59 785,08 59 988,00 3.3 Природный газ т 10 937,64 10 944,00 4 Теплоэнергия Гкал 90 271,32 90 324,00 5 14 391,60 14 400,00 3 426,36 3 312,00 68 430,00 68 469,92 8 Гкал Горячая вода Тепло с химически обессоленной Гкал воды ТкВтч Электроэнергия тыс. м3 Воздух 2 122,92 2 052,00 9 Вода блокооборотная м3 14 536 734,96 14 172 228,00 10 Химически обессоленная вода т 85 438,20 126 684,00 11 Конденсат т 124 955,16 56 340,00 2.2 2.3 6 7 61 101,58 64,91 8,24 8,24 25,39 25,20 2,16 2,16 Окончание таблицы 7 № Наименование статьи п/п 12 Фракция 35–70°С 13 Фракция 70–140°С Единица измерения т Расход за 2017 г. По плану Фактически 390 756,00 368 789,16 т 872 340,00 728 919,00 14 Фракция 140–180°С т 182 304,00 376 360,56 15 ДТ прямог. летнее т 1 415 664,00 1 428 201,60 16 ДТ прямог. легкое т 467 472,00 465 860,28 Вывод: в существенных масштабах производства, затраты на сырье, реагенты и энергоресурсы соразмерны. Целью любой организации считается сокращение норм на затраты энергоресурсов и реагентов при повышении выхода мотивированного продукта. За счет этого увеличивается рентабельность организации и понижается себестоимость конечного продукта. 62 12. РАБОТА ОПЕРАТОРА ПО УСТАНОВКЕ В цеху №1 (первичная переработка нефти) работают операторы технологической установки 6-го и 5-го разряда. Их трудовые обязанности совпадают, но отличаются требования к образованию: для оператора 6-го разряда необходимо наличие начального профессионального или среднего профессионального образования, а для оператора 5-го разряда – наличие начального профессионального образования. Также различаются требования к опыту работы: для оператора 6-го разряда необходим стаж не менее трех лет работы оператором 3-5 разрядов, а для оператора 5-го разряда необходим стаж не менее трех лет работы оператором 3-4 разрядов. 12.1. Общие положения Оператор технологической установки 6 разряда относится к категории рабочих. На время отсутствия оператора технологической установки 6 разряда его обязанности исполняет лицо, назначенное в установленном на предприятии порядке, приобретает соответствующие права и несет ответственность за надлежащее выполнение возложенных на него обязанностей. В своей работе оператор технологической установки 6 разряда руководствуется: - законодательством РФ; - уставом ОАО «СНПЗ»; - технологическим регламентом; - правилами и нормами по промышленной безопасности, охране труда и производственной санитарии; - правилами внутреннего трудового распорядка; - положением о подразделении и настоящей профессиональной инструкцией. 63 - решениями Совета Директоров и Правления Компании, приказами и распоряжениями руководства предприятия и Компании, стандартами и другими локальными нормативными документами Общества, регулирующими сферу деятельности работника; Любая информация, ставшая известной работнику в ходе выполнения обязанностей, если она не носит общедоступного характера, считается коммерческой тайной и не может быть разглашена без разрешения Общества. 12.2. Трудовые обязанности Оператор технологической установки 6 разряда обязан: - совместно со старшим оператором технологической установки производить пуск, плановую и аварийную остановку отдельных блоков технологической установки в строгом соответствии с инструкциями. После пуска технологической установки налаживать технологический режим и контролировать ведение режима в пределах нормативов; - обеспечивать безаварийную эксплуатацию аппаратов и оборудования, контролировать работу аппаратуры, технологического и силового оборудования, средств автоматики, контрольно-измерительных приборов, трубопроводов, задвижек и пр., устранять мелкие неполадки на аппаратах, насосах, компрессорных установках, трубопроводах; - подготавливать аппаратуру технологической установки к ремонту и принимать участие в ремонтных работах в период остановки на планово – предупредительный ремонт; - точно и своевременно выполнять распоряжения старшего оператора технологической установки, начальника установки; - выполнять инструкции по эксплуатации отдельных блоков и всей технологической установки; - вести технологический режим установки строго в соответствии с технологической картой и технологическим регламентом; 64 - контролировать качество вырабатываемых нефтепродуктов по результатам лабораторных анализов; - вносить необходимые коррективы в технологический режим в пределах нормативов, обусловленных технологической картой. Обеспечивать выпуск продукции в соответствии с требованиями ГОСТов и ТУ; - по указанию старшего оператора регулировать подачу в аппаратуру технологической установки сырья, пара, воды; - все дефекты и замечания о неисправной работе оборудования записывать в вахтовый журнал и докладывать о случившемся старшему оператору технологической установки, начальнику установки. Объем выполненных работ определяется наряд – заданием и дефектной ведомостью. Под руководством старшего оператора производить прием аппаратуры и оборудования после ремонта и прессовки. Во время остановки технологической установки на консервацию: - следить за работой вентиляции, состоянием воздушной среды на рабочих местах, принимать меры по устранению загазованности, созданием нормальных санитарно-гигиенических условий труда, присутствовать при пуске и выводе из работы оборудования, технологических систем; - в соответствии с графиком производить обход технологической установки, контролировать герметичность всех трубопроводов и оборудования установки, устраняя все неполадки; - контролировать уровень подтоварной воды в колодцах, производить ее откачку в систему канализации; - производить ремонт повреждений изоляции, устранение неисправностей тепло и пароспутников обнаруженных во время обходов установки и подготовки установки к консервации; - обеспечивать сохранность, исправное состояние и правильную эксплуатацию оборудования, инструмента, приспособлений и производственного инвентаря на установке; 65 - не допускать разгерметизации и разборки оборудования, трубопроводов и арматуры без согласования с начальником установки, и постановки в известность старшего оператора технологической установки; - содержать рабочее место, производственные площади и территорию установки в надлежащем порядке, своевременно убирать, устранять пропуски в оборудовании и коммуникациях, не допускать накапливания сырья и материалов, скопления демонтированных деталей оборудования и трубопроводов; - своевременно и качественно выполнять требования утвержденных на предприятии и в Компании локальных нормативных актов (стандартов, инструкций, предписаний, приказов, распоряжений и пр. документов), касающихся деятельности работника на данной профессии; - выполнять правила внутреннего распорядка предприятия и инструкции по промышленной безопасности, охране труда, пожаро- и газобезопасности; - обязанности в области промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и окружающей среды, предупреждения и реагирования на ЧС; - своими действиями (или бездействием) не допускать аварийных ситуаций, а в случае их возникновения обеспечивать их быструю ликвидацию, согласно ПЛАС, с наименьшим материальным ущербом. При возникновении аварийной ситуации, одновременно с принятием мер, немедленно сообщить о случившемся старшему в смене и в дальнейшем выполнять его указания; - соблюдать требования нормативных документов в области ПБОТОС, правила внутреннего трудового распорядка; - выполнять требования распорядительных документов предприятия и ОАО «НК «Роснефть» по вопросам ПБОТОС, предписания органов государственного надзора и контроля; - проходить обучение (подготовку) и проверку знаний (аттестацию) по охране труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности в установленном государственными и локальными нормативными документами порядке; 66 - принимать меры по сохранению обстановки на рабочем месте и состояния оборудования таким, каким они были в момент происшествия (если это не угрожает жизни и здоровью окружающих работников и не вызывает аварии); - проходить предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования); - правильно применять выданные средства индивидуальной защиты, по окончании работы не выносить средства индивидуальной защиты за пределы организации. Аккуратно и бережно относиться к вверенному в пользование имуществу (СИЗ); - своевременно ставить в известность соответствующую службу/специалиста о необходимости химчистки, стирки, сушки, ремонта и замены СИЗ; - участвовать в собраниях, совещаниях, посвященных вопросам ПБОТОС. 12.3. Ответственность Оператор технологической установки 6 разряда в соответствии с действующим законодательством несет ответственность: - ненадлежащее исполнение или неисполнение своих трудовых обязанностей, предусмотренных настоящей профессиональной инструкцией – в пределах, определенных действующим трудовым законодательством Российской Федерации; - правонарушения, совершенные в процессе осуществления своей деятельности – в пределах, определенных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством Российской Федерации; причинение материального ущерба – в пределах, определенных действующим трудовым и гражданским законодательством Российской Федерации; - аварии, аварийные остановки установки происшедшие по вине работника; - разглашение сведений, утрата которых может нанести ущерб интересам Компании, утрату документов, содержащих такие сведения; - передачу посторонним лицам любых документов Компании, передача которых не предусмотрена законодательством или интересами Компании; 67 - сбор сведений, составляющих коммерческую тайну Компании, если данная информация не является необходимой для осуществления сотрудниками своих трудовых обязанностей; Оператор технологической установки 6 разряда должен знать: - схемы вспомогательных систем обслуживания установки: топливную, водоснабжения, пароснабжения, электроснабжения; систему канализации с расположением колодцев и гидравлических затворов, схему снабжения установки воздухом для КИПиА; систему вентиляции производственных зданий и установки; - физико-химические свойства сырья и вырабатываемых нефтепродуктов; технологическую карту, технологический регламент обслуживаемой установки; - технологическую схему установки; - правила пуска, эксплуатации, плановой и аварийной остановки установки, план ликвидации аварии на установке; - принципиальное устройство, назначение КИПиА, эксплуатация контрольно-измерительных и регулирующих приборов и средств автоматизации и систем аварийной сигнализации и блокировки; - назначение и устройство всех аппаратов установки; - правила эксплуатации насосов, компрессоров, воздуходувок, вентиляторов, сосудов, работающих под давлением; - особенности сернистого газа при переработке; - меры борьбы с сероводородной и хлористоводородной коррозией оборудования и трубопроводов; - условия, при которых образуются пирофорные соединения в аппаратуре, трубопроводах, емкостях; особенности поведения сернистых пирофорных соединений и меры борьбы с их самовозгоранием; - устройство, расположение и назначение каждого резервуара в промежуточном парке установки, обвязку этих резервуаров; - основы слесарного дела по ремонту оборудования; 68 - особенности переработки сернистого сырья; меры предосторожности при переработке сернистого сырья; действие сероводорода на организм человека и меры борьбы с отравлением сероводородом; - ГОСТы и ТУ на вырабатываемую продукцию; основы трудового законодательства; правила внутреннего трудового распорядка; - правила и нормы охраны труда, промышленной безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности [10]. 12.4. Распределение обязанностей по обслуживанию оборудования между членами технологической бригады Оператор старший: Старший оператор является начальником смены, которому подчинен весь состав его бригады. Оператор атмосферного блока: Оператор подчиняется непосредственно старшему оператору, выполняет все его распоряжения и замечания, а при его отсутствии замещает его. Оператор обслуживает: отбензинивающую колонну К-1, атмосферную колонну К-2, отпарные колонны К-6, К-7, К-9, теплообменники, ёмкости, фильтры, электроразделители. Оператор блока обессоливания и обезвоживания: Оператор блока обессоливания и обезвоживания подчиняется непосредственно старшему оператору. Оператор обслуживает: электродегидраторы, ёмкости, теплообменники. Оператор блока стабилизации, защелачивания и вторичной перегонки бензинов: Оператор блока стабилизации, защелачивания и вторичной перегонки бензинов подчиняется непосредственно старшему оператору. 69 Оператор обслуживает: колонны вторичной перегонки К-3, К-4, колонну стабилизации К-8, ёмкости, электроразделители, теплообменники. Оператор блока печей и узла утилизации: Оператор блока печей и узла утилизации подчиняется непосредственно старшему оператору. Оператор обслуживает: печи, ёмкости, теплообменники, фильтры, котлыутилизаторы, гребёнки и систему теплофикации. В тёмное время суток (от заката до восхода солнца), а также на период светлого времени суток при плохой и ухудшенной видимости (туман, дымка, снегопад, дождь и т. п.) включает световое ограждение дымовой трубы. Наблюдения за исправностью осветительной арматуры производится ежедневно при включении светового ограждения. Оператор вакуумного блока: Оператор вакуумного блока подчиняется непосредственно старшему оператору. Оператор обслуживает: вакуумную колонну К-10, ёмкости, сепараторы, холодильники, теплообменники, фильтры Машинисты технологических насосов: Машинисты технологических насосов подчиняются непосредственно старшему оператору. Машинисты обслуживают: все насосное оборудование, вентиляцию приточную и вытяжную, электродвигатели, дымососы, систему охлаждения из емкостей и холодильников, систему поддавливания торцевых уплотнений [2]. 12.5. Штатное расписание Всего на установке работает 57 человек. Их должности и количество человек приведены в таблице 9. 70 Таблица 9 – Штатное расписание Должность Разряд 7 6 5 5 Количество человек 1 1 1 1 4 16 8 4 Начальник установки Старший механик Механик Теплотехник Старший оператор технологических установок Оператор технологических установок Оператор технологических установок Оператор технологических установок (по обслуживанию котловутилизаторов Старший машинист технологических насосов Машинист технологических насосов Оператор технологических установок Машинист технологических насосов – – – – 6 6 5 6 1 8 10 2 Вывод: на установке ЭЛОУ-АВТ-6 операторы и машинисты отвечают за технологический режим установки, каждый оператор обслуживает и несет ответственность за определенные аппараты установки. В профессиональной инструкции указано, что именно каждый оператор должен делать, знать, уметь и за что он несет ответственность. Первая смена работает с 8 утра до 20 вечера, вторая смена – с 20 вечера до 8 утра. 71 13. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАБОТЕ НА УСТАНОВКЕ 13.1. Характеристика токсичности сырья и нефтепродуктов Установка ЭЛОУ-АВТ-6 относится к категории пожаровзрывоопасных в виду наличия в процессе пожароопасных и взрывоопасных продуктов: углеводородного газа, бензина, дизельной фракции, мазута и других нефтепродуктов. В процессе работы установки образуются вредные вещества: сероводород, углеводороды способные при выделении через неплотные соединения создать опасные для здоровья концентрации. Наличие высоких температур нефтепродуктов на выходе из печей, высоких давлений и температур в аппаратах повышает опасность самовоспламенения или взрыва при утечке газов и жидкости продуктов. Наиболее опасными местами на установке являются: блок ЭЛОУ, блок колонн, блок печей, насосные [11]. Характеристика пожаровзрывоопасных и токсичных свойств сырья и получаемых продуктов и других веществ приведена в таблице 10. Таблица 10 – Характеристика токсичности сырья и нефтепродуктов Наименование сырья, полупродуктов, готовой продукции (вещества, % масс.), отходов производства Нефть Углеводороды C1-C10 (предельные) Компонент прямогонного автобензина Топливо реактивное прямогонное Класс опасности (ГОСТ 12.1.00776) 3 4 4 Характеристика токсичности (воздействие на организм человека) Пары нефти малотоксичны, но присутствие в нефти сернистых соединений может быть причиной отравления сероводородом Обладают ярко выраженным наркотическим действием) Пары бензиновых фракций оказывают воздействие на нервную систему. При остром отравлении наблюдается головокружение, головная боль, слабость, тошнота, при тяжёлых отравлениях потеря сознания 72 Продолжение таблицы 10 Класс опасности (ГОСТ 12.1.00776) Характеристика токсичности (воздействие на организм человека) Компонент дизельного топлива 4 При отравлении наблюдается головная боль, головокружение, потеря аппетита, расстройство пищеварения, кожный зуд, жжение в глазах, бессонница, боли в области сердца, в конечностях и спине, лёгкий кашель и одышка, общее чувство слабости и недомогания Лёгкий вакуумный газойль Тяжёлый вакуумный газойль Фракция затемнённого продукта (слоп) 4 При отравлении наблюдается головокружение, головная боль, раздражение слизистой и кожи Наименование сырья, полупродуктов, готовой продукции (вещества, % масс.), отходов производства Гудрон 4 Сероводород 2 Мазут 4 Щёлочь (едкий натр) 2 Соли кальцинирования (натрий углекислый) – Деэмульгатор Бейкер петролайт сепарол WF 41 4 Нейтрализатор коррозии Бейке петролайт PET-1100 3 Ингибитор коррозии Бейкер петролайт PET-1203 4 Пары жидкого гудрона раздражают кожу и слизистую оболочку глаз, верхний дыхательные пути. При попадании разогретого гудрона на открытые участки кожи вызывает термические ожоги. При отравлении наблюдается головная боль, головокружение, слабость, тошнота. Пары гудрона токсичны и оказывают воздействие на нервную систему человека Сильный нервный яд в небольших количествах угнетает нервную систему. При содержании 100 мг/м3 воздуха наступает мгновенное отравление с параличом нервных центров, потерей сознания и смертью от остановки дыхания При вдыхании паров действует наркотически. Раздражает слизистые оболочки При попадании на кожу вызывает ожоги, язвы, сильно действует на слизистые оболочки, опасно попадание к глаза При попадании на влажную кожу и слизистые оболочки вызывает раздражение, а при длительном воздействии – дерматит Легковоспламеняющееся вещество. Токсичен при вдыхании и проглатывании. Раздражает кожу человека. Вреден при контактах с кожей Опасен при контакте с кожей и при попадании внутрь. Вызывает ожоги. Может вызывать аллергические реакции Раздражают дыхательную систему, глаза, кожу 73 Окончание таблицы 10 Наименование сырья, полупродуктов, готовой продукции (вещества, % масс.), отходов производства Класс опасности (ГОСТ 12.1.00776) Деэмульгатор Геркулес 1017 4 Нейтрализатор Геркулес 54505 3 Ингибитор коррозии Геркулес 30617 4 Характеристика токсичности (воздействие на организм человека) Умеренно опасное по степени воздействия на организм человека вещество. Оказывает раздражающее и наркотическое действие. Способно вызывать аллергические заболевания. Легковоспламеняющаяся жидкость, пары образуют с воздухом взрывоопасные смеси Малоопасная по воздействию на организм продукция, вредна при проглатывании и длительном вдыхании паров. Оказывает раздражающее действие Умеренно опасное по степени воздействия на организм человека вещество. При попадании на кожу и слизистые оболочки глаз и верхних дыхательных путей вызывает раздражение. Может проникать через повреждённые кожные покровы. Легковоспламеняющаяся жидкость 13.2. Общие требования безопасности на установке Безопасная работа на установке требует выполнения следующих основных положений: 1) к работе допускаются только лица, прошедшие инструктаж по охране труда, пожаро- и газобезопасности, стажировку на рабочем месте и успешно сдавшие экзамен на допуск к самостоятельной работе; 2) строгое соблюдение действующих инструкций, правил и положений по эксплуатации оборудования и аппаратуры, а также технологического режима в соответствии с нормами технологического процесса; 3) все аппараты, останавливаемые на ремонт, должны быть отглушены от технологической схемы и обезврежены согласно инструкции по подготовке аппаратов к ремонту; 74 4) перед заступлением на работу обслуживающий персонал должен убедиться в наличии исправного противогаза на своем рабочем месте проверить состояние оборудования, арматуры, наличие средств пожаротушения; 5) вентиляционная система должна работать круглосуточно; 6) на каждом аппарате, работающем под давлением, должно быть предохранительное устройство и манометр; 7) во время работы персонал должен следить за бесперебойным обеспечением установки водой, паром, азотом, воздухом и электроэнергией; 8) зажигать форсунки печей без предварительной продувки камеры сгорания водяным паром запрещается, продувку следует вести не менее 15 минут с момента появления пара из дымовой трубы; 9) защитное ограждение движущихся частей и механизмов должно быть надежно закреплено; 10) не разрешается производить чистку, протирку и смазку движущихся частей и механизмов во время их работы; 11) при появлении утечек газа, нарушающих нормальное условие работы оборудования или создающих опасность для обслуживающего персонала, следует немедленно снизить давление в неисправном оборудовании до атмосферного, вызвать газоспасательную службу, предупредить соседние установки и ликвидировать утечки; 12) запрещается определять утечки в аппаратах, трубопроводах при помощи огня или тлеющих предметов; 13) при замораживании аппарата или трубопроводов необходимо принять следующие меры: а) произвести наружный осмотр с отстукиванием для того, чтобы обнаружить участок замороженного трубопровода и убедиться в целости трубопровода; б) замороженный участок отключить, после чего принять меры. 14) в зимних условиях сосульки и корки льда должны своевременно удаляться; 75 15) лестницы, проходы и площадки необходимо систематически очищать от снега и льда; 16) применять при ремонте в газоопасных местах только инструмент, исключающий искрообразование; 17) отбор проб производить только в присутствии дублера и при наличии противогаза; 18) систематическое наблюдение за состоянием труб в печах; 19) при возникновении пожара на электрооборудовании сеть нужно обесточить, тушение пожара следует производить с помощью углекислотных огнетушителей; 20) трубопроводы подачи газа по всем неработающим форсункам должны быть отглушены; 21) вытеснение воздуха из аппаратов перед пуском установки в общезаводской факельный трубопровод запрещается; 22) все аппараты и отдельные узлы установки, подвергавшиеся ремонту, перед пуском должны быть опрессованы на герметичность; 23) перед приемом пара на установку необходимо открыть все дренажи на паропроводах и для подогрева системы постепенно открывать задвижку на линии подачи пара на установку; 24) во время работы установки необходимо постоянно контролировать давление в аппаратах, показание КИП, находящихся в операторной, необходимо периодически проверять по приборам, установленным непосредственно на аппаратах; 25) работать с неисправной системой охлаждения торцевых уплотнений и других частей горячих насосов запрещается; 26) перед зажиганием форсунок, работающих на газе, необходимо проверить плотность закрытия всех вентилей на газе, спустить конденсат из топливной линии и продуть топку печи паром; 27) вход за ограждение во время работы электродегидраторов для осмотра его электрооборудования запрещается; 76 Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи и противоаварийной защиты (ПАЗ) должен подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью: 1) технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы – перед началом каждой смены и в течение смены не реже чем через каждые 2 часа операторами, машинистом, старшим по смене; 2) средства контроля, управления, исполнительные механизмы, ПАЗ, сигнализация и связи – не реже одного раза в сутки работниками службы КИПиА; 3) вентиляционные системы – перед началом смены старшим по смене; 4) средства пожаротушения, включая автоматические системы, не реже одного раза в месяц специально назначенными лицами с работниками пожарной охраны. Результаты осмотров должны заноситься в журнал приема и сдачи смен. 13.3 Основные требования по пожарной безопасности Для обеспечения пожарной безопасности предусмотрена установка тепловых и дымовых извещателей. Для тушения пожара на установке предусмотрена система пожаротушения. Охлаждение наружной установки осуществляется лафетными стволами. Размещение лафетных стволов выполнено из условий орошения оборудования одной компактной струей. Лафетные стволы стационарно подключены к системе пожарного водопровода установки. Кроме того, для пожаротушения оборудования, зданий и сооружений возможно использование передвижной пожарной техники с подключением к пожарным гидрантам, установленным на кольцевой сети противопожарного трубопровода. Для тушения малых очагов возгорания предусмотрены первичные средства пожаротушения. Для размещения первичных средств пожаротушения не механизированого инвентаря оборудованы пожарные щиты. 77 13.4. Индивидуальные и коллективные средства защиты К средствам коллективной защиты работающих от вредных производственных факторов на установке относятся: - средства защиты от воздействия механических факторов (подвижных частей производственного оборудования и инструментов; падающих с высоты предметов; острых углов); - приточная и вытяжная вентиляция; - отопление производственных помещений; - производственное освещение; - защита от статического электричества; - система блокировок и сигнализации; - средства защиты от падения с высоты. Для защиты от вредного воздействия веществ на организм человека необходимо использовать индивидуальные средства защиты. Для защиты кожного покрова необходимо применять спецодежду, хорошо защищающую от действия нефтепродуктов, грязи, пыли и реагентов. Для защиты рук необходимо применять рукавицы от механических повреждений, загрязнений при работе со щелочью необходимо использовать рукавицы со специальной пропиткой. Для защиты ног от механических повреждений, токсичных и агрессивных веществ, высокой или низкой температуры предназначена спец. обувь – кожаные ботинки с маслобензостойкой резиновой подошвой. Для защиты органов дыхания от вредных паров и газов служат фильтрующие противогазы с фильтрами ДОТ 600 марок АВЕР, с коробками марки БКФ, а для работы в заглубленных местах и колоннах – шланговые противогазы марки ПШ-1 или ПШ-2. Для защиты глаз должны применяться защитные очки марки Г, для защиты головы – каски. Средства индивидуальной защиты приведены в таблице 11 [2]. 78 Таблица 11 – Средства индивидуальной защиты Профессия работающих Ст. оператор, оператор технологической установки, машинист технологических насосов Ст. оператор, оператор технологической установки, машинист технологических насосов Средства индивидуальной защиты работающих Костюм из хлопчатобумажной ткани с огнезащитной пропиткой или Костюм из смешанных тканей с огнезащитной пропиткой, или Костюм из огнестойких тканей на основе смеси мета- и параамидных волокон Плащ для защиты от воды Футболка Головной убор Ботинки кожаные с жестким подноском или Сапоги кожаные с жестким подноском Сапоги резиновые с жестким подноском Нарукавники из полимерных материалов Перчатки с полимерным покрытием Перчатки резиновые или из полимерных материалов Каска защитная Подшлемник под каску Наушники противошумные (с креплением на каску) Очки защитные Пояс предохранительный Респиратор Маска или полумаска со сменными фильтрами 1. Машинисту технологических насосов дополнительно: Галоши диэлектрические Перчатки диэлектрические 2. На наружных работах зимой дополнительно: Костюм из хлопчатобумажной ткани с огнезащитной пропиткой на утепляющей прокладке или из огнестойкой ткани на основе смеси мета- и параамидных термостойких волокон на утепляющей прокладке или Костюм из смешанных тканей с огнезащитной пропиткой на утепляющей прокладке Белье нательное утепленное Жилет утепленный Ботинки утепленные с жестким подноском или Сапоги утепленные с жестким подноском или Валенки с резиновым низом Шапка-ушанка Перчатки с полимерным покрытием, нефтеморозостойкие Перчатки шерстяные (вкладыши) Вывод: установка ЭЛОУ-АВТ-6 относится к категории пожаровзрывоопасных в виду наличия в процессе пожароопасных и взрывоопасных продуктов, поэтому необходимо строгое соблюдение всех требований безопасности при работе на установке и использование СИЗ для защиты от воздействия вредных и опасных веществ сырья и нефтепродуктов. 79 14. ОХРАНА ТРУДА На установке ЭЛОУ-АВТ-6 вредный класс условий труда, в связи с этим для работающих предусмотрены: социальные льготы, питание за вредность и дополнительные отпуска. 14.1. Социальные льготы Работники приобретают право на получение негосударственной пенсии в соответствии со стандартом компании «Негосударственное пенсионное обеспечение работников ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних и зависимых обществ» и условиями заключенного с негосударственным пенсионным фондом «Нефтегарант» договора о негосударственном пенсионном обеспечении работников. Работодатель имеет право осуществлять отдельные виды добровольного страхования работников в порядке, предусмотренном ЛНД общества, в пределах средств, утвержденных бизнес-планом общества на текущий год, в том числе: 1. добровольное медицинское страхование; 2. добровольное страхование жизни и здоровья от несчастных случаев. Работодатель имеет право организовывать ипотечное жилищное кредитование работников общества для улучшения их жилищных условий в соответствии с бизнес-планом и действующими ЛНД общества: «Положение о предоставлении работникам ОАО «СНПЗ» беспроцентных займов на приобретение помещений при ипотечном жилищном кредитовании»; «Положение об организации и реализации ипотечного жилищного кредитования молодых работников ОАО «СНПЗ»; «Положение о порядке выплаты, учета и контроля адресной материальной помощи по ипотечному жилищному кредитованию работников ОАО «Сызранский НПЗ». Работодатель обязан: 1. Осуществлять предоставление работникам образовательных займов в соответствии с действующим в обществе ЛНД: стандарт компании «Предоставление работникам компании образовательных беспроцентных займов». 80 2. Приобретать (с частичной оплатой работником в размере не менее 10 %, исходя из условий заключённых договоров, при наличии средств на эти цели в утверждённом бизнес-плане общества) санаторно-курортные и оздоровительные путевки работнику и членам его семьи, находящимся на его иждивении, на лечение в учреждения санаторного типа при наличии медицинских показаний у работника и членов семьи, а также в оздоровительные учреждения. Получение льготной путёвки производится не чаще 1 раза в два года. 3. Компенсировать расходы на оплату стоимости проезда и провоза багажа при переводе работника на работу в общество из дочерних обществ ОАО «НК «Роснефть», расположенных в другой местности: - оплату стоимости проезда (ж/д – купейный вагон, авиа – эконом-класс) работника, его супруга и каждого прибывающего с ним ребёнка, находящегося на иждивении, в пределах территории Российской Федерации по фактическим расходам; - стоимость провоза багажа по фактическим расходам, но не более 32 600 руб. 4. Оказывать материальную помощь работникам 1 раз в квартал в размере не более 8300 руб., если среднемесячный доход на одного члена семьи работника, совместно проживающих с ним, составляет менее 1,5 прожиточных минимумов по Самарской области. Порядок расчета материальной помощи устанавливается решением комиссии по социальной защите. 5. Производить ежегодную выплату материальной помощи работникам, имеющим несовершеннолетних детей, в следующих размерах: при наличии трех детей – в размере не более 14 900 руб.; при наличии четырех детей – не более 22 400 руб.; при наличии пяти и более детей – не более 29 900 руб. 6. При наличии финансовой возможности Общества оплачивать содержание детей работников в государственных детских дошкольных учреждениях. Содержание в ведомственных дошкольных учреждениях компенсировать по тарифам государственных детских учреждений в регионе проживания работника и его детей. 81 7. Выплачивать одному из родителей, работающему в обществе, при рождении ребенка единовременную материальную помощь в размере не более 11 200 руб. 8. Работникам общества, имеющих на иждивении ребенка – инвалида в возрасте до наступления совершеннолетия (18 лет), может осуществляться ежемесячная выплата материальной помощи в размере не более 2200 руб. 9. При наличии средств на эти цели в утвержденном бизнес-плане, работникам - инвалидам общества может осуществляться ежемесячная выплата материальной помощи в размере не более 1400 руб. 10. Выделять денежные средства (в том числе для приобретения подарков) к 8 марта женщинам-работникам общества в размере не более 1400 руб. 11. Выделять денежные средства ко Дню защитника Отечества работникам – участникам войны в размере не более 1400 руб. 12. В рамках программы по оздоровлению работников, обществом может производиться компенсация стоимости приобретённых работниками абонементов посещения объектов спортивно-оздоровительного назначения в размере не более 22 000 руб. в год, с частичной оплатой работником не менее 10%. 13. Выделять денежные средства на приобретение подарков к Новому году в размере не более 1400 руб. детям работников до достижения ими 14 лет. 14. Оплачивать приобретение путёвок на детский отдых для детей работников в возрасте до 15 лет включительно в детско-юношеские оздоровительные лагеря в соответствии с ЛНД общества. 15. Предоставлять по письменному заявлению работников, в соответствии с медицинским заключением, отпуска без сохранения заработной платы сроком до трех месяцев по уходу за тяжелобольными супругом, супругой, детьми, родителями, родными братьями и сестрами, отчимом и мачехой. 16. В случае смерти родителей, мужа, жены, детей работнику оказывать материальную помощь в размере не более 24 400 руб. 17. В случае смерти работника, не связанной с несчастным случаем на производстве, его семье оказывать материальную помощь на погребение в размере не более 57 100 руб. 82 18. Производить выплату ежемесячного пособия работнику, находящемуся в отпуске по уходу за ребенком до достижения им возраста 1,5 лет - в размере не более 4000 руб. При наличии у работника 2-х и более детей в возрасте до 1,5 лет выплата пособия производится на каждого ребенка. 19. Производить выплату ежемесячного пособия работнику, находящемуся в отпуске по уходу за ребенком/детьми с 1,5 лет до достижения им возраста 3-х лет, в случае, если ребёнку/детям, поставленному на соответствующий учёт в органе управления образованием муниципального органа, не предоставлено место/места в детском дошкольном учреждении по месту жительства - в размере не более 5700 руб. 20. Выделять денежные средства на приобретение единых подарочных комплектов ко «Дню знаний» детям работников – первоклассникам. Стоимость одного подарочного комплекта - не более 4000 руб. 21. Оказывать материальную помощь молодым работникам, возвратившимся на работу в общество после прохождения военной службы, по решению комиссии по социальной защите работников общества в размере не более 8 000 руб. 22. Производить единовременную выплату материальной помощи работникам, впервые вступившим в брак, в размере не более 8 000 рублей. 14.2. Питание за вредность Работодатель обязуется обеспечивать выдачу работникам, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда: - компенсаций в соответствии со Статьями 92, 117, 147 Трудового кодекса Российской Федерации; - бесплатно лечебно-профилактического питания, молока или других равноценных пищевых продуктов согласно ЛНД Общества, разработанного в соответствии с Нормами и условиями их бесплатной выдачи, определяемыми соответствующим Федеральным органом исполнительной власти. 83 14.3. Дополнительные отпуска Перечень профессий и должностей, работникам которых предоставляются ежегодные дополнительные оплачиваемые отпуска за работу во вредных и (или) опасных условиях труда в соответствии с действующим законодательством. В соответствии со статьей 121 Трудового кодекса РФ в стаж работы, дающей право на ежегодные дополнительные оплачиваемые отпуска на работу во вредных и (или) опасных условиях труда, включается только фактически отработанное в соответствующих условиях время. Для цеха № 1(первичная переработка нефти, термическое крекирование, компримирование, сероочистка газа, газо-факельное хозяйство) дополнительные 12 календарных дней отпуска предоставляются следующим работникам: старший оператор технологических установок; оператор технологических установок; старший машинист технологических насосов; машинист технологических насосов; машинист компрессорных установок; старший оператор товарный; оператор товарный; слесарь по ремонту технологических установок: ТК-3, ТК-4, 30/4, ГФХ, ЭЛОУ-АВТ-6, ЭЛОУ-АВТ-5. Для цеха № 1 (технологический цех основного производства) дополнительные 7 календарных дней отпуска предоставляются обходчику линейному [12]. Вывод: на предприятии ОАО «Сызранский НПЗ» предусмотрены все необходимые социальные льготы и выплаты для работников завода, членов их семей, для работников-пенсионеров – социальный пакет ОАО «Сызранский НПЗ» считается одним из лучших среди предприятий Самарской области. 84 15. ВОПРОСЫ ЭКОНОМИКИ Строгий режим экономики – непреложное условие рентабельности работы предприятия. Экономия материальных, трудовых и денежных ресурсов дает возможность предприятию добиваться наилучших производственных результатов при наименьших затратах. Всестороннее и последовательное проведение режима экономики – таково содержание хозяйственного расчета. Хозяйственный расчет – это метод планового ведения хозяйства, который в конечном счете предусматривает возмещение произведенных предприятием расходов собственными доходами от реализации продукции и обеспечение прибыли, т.е. получение чистого дохода. Он предполагает соизмерение затрат и результатов производственно-хозяйственной деятельности в денежном выражении. Базой организации хозяйственного расчета служат плановые задания по объему производства и реализации продукции и услуг, по затратам на производство, производительности труда [9]. Для определения решения вопросов экономики на установке ЭЛОУ-АВТ-6 приведем данные хозрасчетной карточки за январь 2017 года в таблицах 12-14 [13]. Таблица 12 – Основные технико-экономические показатели № п/ п 1 1.1 1.2 1.3 1.4 Статья затрат Сырье – всего, в том числе Нефть сырая Конденсат газовый сырой Бензинотгон ГО Бензин ЛГК Ед. изм. По плану Фактически количесумма ство количество цена сумма т 548505,000 – 9554264828 548824,985 9 900607 150 т 533654,00 17304,44 9234583624 529540,817 9163407 295 т 10000,00 21744,32 217443200 14808,168 321993544 т 3714,00 23761,72 88251028 3329,000 79102766 т 1137,000 12301,65 13986976 1147,000 14109993 85 Продолжение таблицы 12 № п/ п 1.6 2 21 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 3 3.1 Статья затрат Конденсат газовый обессоленный Реагенты – всего, в том числе Натр едкий технический Ингибитор коррозии Бактерицид OFC ИКБ Нейтрализатор Геркулес 54505 Деэмульгатор Геркулес 1017 Ингибитор Геркулес 30617 Деэмульгатор ТХП Денафтен 4100 Топливо, в том числе жидкое Ед. изм. По плану Фактически количесумма ство количество цена сумма т 9990,00 21764,78 – 14794,248 321993553 т – – – – – т 8,465 28037,00 237338,45 5,409 151652,14 т 0,687 132039,00 90710,79 0,687 90710,79 т 2,116 227770,00 482000,54 2,100 478317,00 т 0,180 196255,00 35357,94 0,180 35325,90 т 0,900 227770,00 205022,42 0,900 204993,00 т 1,938 130170,92 252271,25 1,938 252271,25 т 10435,91 88419078,03 10456,00 88575290,7 5 т 4542,35 51184654,47 4545,00 51214514,4 0 11268,32 86 Продолжение таблицы 12 № п/ п Статья затрат Ед. изм. 3.3 природный газ 4 По плану Фактически количесумма ство количество цена сумма т 911,47 6267,22 5 712371,38 912,00 5715703,84 Теплоэнергия Гкал 7522,61 1190,11 8952734,42 7527,00 8957957,24 5 Горячая вода Гкал 1199,300 924,38 1 108 608,17 1200,00 1109254,91 6 ВЭР Гкал - 10855,67 1031,35 - 11195992,22 - 9018,00 9300714,30 7 Тепло с ХОВ Гкал 285,53 886,81 253213,77 276,00 244758,79 8 Электроэнергия ТкВтч 5702,50 3351,63 19112683,77 5705,827 19123833,6 6 9 Воздух тыс. м3 176,91 1675,87 296 472,54 171,000 286573,12 10 Вода блокооборотная м3 1211394,58 3,19 3869 121,28 1181 019,00 3772103,51 11 ХОВ т 7119,85 28,75 204698,05 10557,00 303517,40 т 10412,93 28,66 298434,44 4695,00 134558,70 руб. – – 9165735,44 – 9165735,44 руб. – – 174911,67 – 174911,67 руб. – – 2674421,00 – 2674421,00 руб. – – 901057,39 – 901057,39 12 13 14 15 16 Конденсат Амортизация ОС Материалы Текущий и кап. ремонт Страхование 17 Очистка стоков руб. – – 1267106,98 – 1267106,98 18 Услуги руб. – – 2965484,45 – 2965484,45 87 Окончание таблицы 12 № п/ п 20 21 22 23 24 25 Статья затрат Услуги ЦЗЛ Услуги ГСЧ и ВПЧ Общепроизвод. расходы Внутризаводская перекачка ИТОГО материальных затрат Заработная плата Полная себестоимость выпущенной продукции Ед. изм. По плану Фактически количесумма ство количество цена сумма руб. – – 8274668,27 – 8274668,27 руб. – – 1646403,23 – 1646403,23 руб. – – 2899236,60 – 2899236,60 руб. – – 34459627,48 – 34459627,4 8 руб. – – 99601295,15 – 101247065, 12 руб. – – 4907375,45 – 4907375,45 руб. – – 9742285201,07 – 1009042950 6,22 Таблица 13 – Калькулируемые нефтепродукты Наименование нефтепродуктов Кол-во План Себестоимость 1т Сумма Кол-во Фактически Себестоимость Сумма 1т Фракция 35– 70 32563,00 23789,72 774664792,00 30732,43 25018,76 768887193,26 Фракция 70– 140 72695,00 23789,72 1729394007,14 60743,25 25018,76 1519720674,10 Фракция 140– 180 15192,00 23789,72 361413491,39 31363,38 25018,76 784672930,05 Фракция 140– 240 кер. прямог. – 23789,72 – – 25018,76 – 88 Окончание таблицы 13 План Фактически Наименование нефтепродуктов Кол-во Себестоимость 1т Сумма Кол-во Себестоимость 1т Сумма ДТ вакуум. прям. – 23789,72 – – 25018,76 – ШФЛУ – 23789,72 – – 25018,76 – ДТ прямог. легкое 38856,00 23789,72 926752499,37 38821,69 25018,76 971270448,55 ИТОГО: 277378,00 23789,72 6598746143,64 280677,54 25018,76 7022 204087,60 Таблица 14 – Некалькулируемые продукты Наименование нефтепродуктов Цена Тяжелый ВГ План Факт Кол-во Сумма Кол-во Сумма 11343,45 17405,00 197432747,25 24204,00 274556863,80 Легкий ВГ 11343,45 84715,00 960960366,75 83373,64 945744728,00 Гудрон для н/б 11343,45 16762,00 190138908,90 16326,47 185198473,43 Газ сухой 6980,59 411,00 2869022,49 3986,79 27830153,39 Рефлюкс 8725,73 5895,00 51438178,35 6172,00 53855205,56 Гудрон-мазут 11343,45 122138,00 1385466296,10 113069,84 1282602042,52 Фракция ВЦО 23602,00 9179,00 216642758,00 6924,50 163432049,00 НК–35 8725,73 2883,00 25156279,59 2963,00 25854337,99 Гудрон СБ 11343,45 10000,00 113434500,00 9622,43 109151564,93 ИТОГО: – 269388,00 3143539057,43 266642,67 3068225418,62 В течение месяца фактическая выручка установки ЭЛОУ-АВТ-6 составила 10090429506,22 рублей, по плану выручка должна была составлять 9742285201,07 рублей. Произошло удорожание нефтепродуктов на 344962749,5 рублей (3,5%). 89 Вывод: на основании данных хозрасчетной карточки можно судить о том, что фактическая себестоимость и сумма нефтепродуктов выше плановой из-за увеличения количества получаемых нефтепродуктов. 90 16. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ На установке имеются источники постоянных и периодических, организованных и неорганизованных выбросов. Источником постоянного организованного технологического выброса, содержащего вредные вещества, являются дымовые газы от печей огневого нагрева П-1/1,2,3. Отвод дымовых газов от печей П-1/1,2,3 производится по дымопроводу в дымовую трубу. В связи с этим источником постоянных выбросов (организованных) вредных веществ в атмосферу является дымовая труба печи. Кроме постоянных выбросов вредных веществ в атмосферу (организованные источники выбросов) на установке существуют неорганизованные источники выбросов вредных веществ в атмосферу – это выбросы через негерметичные соединения оборудования и трубопроводов. Наряду с источниками постоянного выброса существует вероятность периодического выброса загрязняющих веществ. Периодические выбросы возможны из дренажной емкости в случае аварии на установке, при нормальных условиях эксплуатации при периодическом заполнении емкостей реагентами (деэмульгатором, ингибитором коррозии и нейтрализатором). При соблюдении регламентных норм ведения технологического процесса и содержании в исправном состоянии технологического оборудования, трубопроводов, запирающих и регулирующих устройств, предохранительных клапанов – загрязнение атмосферного воздуха от неорганизованных источников (за счет утечек углеводородов через неплотности оборудования и арматуры) будет минимальным. Для сокращения выбросов вредных веществ в атмосферу на установке ЭЛОУ-АВТ-6 предусматриваются следующие мероприятия: автоматический контроль и управление процессом с использованием распределенной системы управления (РСУ) и системы противоаварийной защиты (ПАЗ) на базе микропроцессорных контроллеров; 91 применение для перекачки взрывопожароопасных и вредных веществ, в основном, герметичных центробежных насосов и насосов с двойными торцевыми уплотнениями, с подачей уплотняющей жидкости к ним; автоматический контроль за работой всего насосного оборудования, дистанционное отключение каждого из насосов из операторной и по месту; автоматический контроль за параметрами технологического процесса (температурой, давлением, уровнем жидкости) с предварительной и аварийной сигнализацией критических параметров, предваряющих срабатывание предохранительных клапанов; применение оборудования и трубопроводной арматуры, обеспечивающих высокий класс герметичности; использование углеводородного газа, получаемого в процессе переработки нефти в атмосферной колонне, в печах П-1/1,2,3 в качестве топлива. Выбросы в атмосферу, сточные воды, твердые и жидкие отходы производства, а также методы и способы их переработки, утилизации, представлены в табл. 15-17 [2]. Таблица 15 – Твердые и жидкие отходы № п/п Наименование отхода Место складирования, транспорт Периодичность образования Условие (метод) захоронения. Обезвреживания, утилизации Количество (т/год) 1 Масла автомобильные отработанные Временное хранение в емкостях на участке вторсырья По мере образования Передается другим организациям 0,05 2 Масла турбинные отработанные Временное хранение в емкостях на участке вторсырья По мере образования Передается другим организациям 1,358 3 Обтирочный материал, загрязненный маслами (содержание масел 15% и более) Временное хранение на закрытой площадке предприятия в металлической емкости По мере образования Передается в СМУП «Экопром» для захоронения 0,495 92 Продолжение таблицы 15 № п/п Наименование отхода Место складирования, транспорт Условие (метод) захоронения. Обезвреживания, утилизации Количество (т/год) По мере образования Частично передается в СМУП «Экопром» для захоронения. Частично передается сторонним организациям. 3,717 По мере образования Передается в СМУП «Экопром» для захоронения. 2,135 0,1895 Периодичность образования 4 Лом и отходы черных металлов с примесями или загрязненные опасными веществами (металлические бочки) 5 Отходы смеси затвердевших разнородных пластмасс 6 Ртутные лампы, люминесцентные ртутьсоВременное хранение держащие на площадке цеха трубки отработанные и брак По мере образования Передается в СМУП «Экопром» для захоронения. 7 Резиноасбестовые отходы (в том числе изделия отработанные и брак) Временное хранение на площадке цеха По мере образования Использование для засыпки земляных ям. 8 Мусор от бытовых помещений организаций Временное хранение несортированна площадке цеха ный (исключая крупногабаритный) По мере образования Передается в СМУП «Экопром» для захоронения. Временное хранение на площадке цеха Временное хранение на площадке цеха 93 0,5 20,72 Окончание таблицы 15 № п/п 9 Наименование отхода Место складирования, транспорт Текстиль загрязненный (изВременное хранение ношенная спецна площадке цеха одежда и спецобувь) Периодичность образования По мере образования Условие (метод) захоронения. Обезвреживания, утилизации Количество (т/год) Передается в СМУП «Экопром» для захоронения. 0,488 Таблица 16 – Сточные воды № п/п 1 2 Количество обНаименоразования сточвание стока ных вод, м3/ч Промстоки I системы Промстоки II системы (стоки ЭЛОУ) 484,35 893,53 Периодичность выбросов Куда сбрасывается Постоянно В промканали-зацию Постоянно В промканали-зацию Установленная норма содержащихся загрязнений в стоках, мг/дм3 нефтепродукта не более 500,0; сульфидов, сероводорода –30,0; фенолов – 3,0; мех. примесей – 100,0; рН – 7–8,5 ед.; нефтепродукта не более 500,0; сульфидов, сероводорода –30,0; фенолов – 3,0; мех. примесей – 250,0; рН – 7–8,5 ед.; Метод ликвидации, обезвреживания, утилизации сточных вод: перед сбросом в поверхностный водоем (р. Волга) сточные воды проходят механическую, физикохимическую, биологическую очистки и ультрафиолетовое обеззараживание. Таблица 17 – Выбросы в атмосферу № п/п 1 2 3 Наименование сбросов Углерода окись Серы оксид Азота оксид Количество образования выбросов по видам, т/год 74,004 2678,115 64,209 Периодичность выбросов Установленная норма содержания загрязнения в выбросах,(г/с) Во время эксплуатации Во время эксплуатации Во время эксплуатации 2,581 93,41471 2,23967 94 Окончание таблицы 17 № п/п Наименование сбросов 4 5 6 Азота диоксид Сажа Ванадия пятиокись 7 8 Метан Смесь предельных у/в С1–С5 Смесь предельных у/в С6–С10 Смесь предельных у/в С12–С19 Амилены Толуол Бензол Ксилол Этилбензол Сероводород Триэтиленгликоль Масло нефтяное Ингибитор коррозии Нефрас Керосин Итого 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Количество образования выбросов по видам, т/год 156,670 0,524 1,194 Периодичность выбросов Установленная норма содержания загрязнения в выбросах, (г/с) Во время эксплуатации Во время эксплуатации Во время эксплуатации 5,46478 0,01826 0,04164 23,942 66,416 Во время эксплуатации Во время эксплуатации 0,83513 2,10605 13,805 Во время эксплуатации 0,43776 7,579 Во время эксплуатации 0,24032 1,111 0,705 0,957 0,090 0,023 0,030 0,447 0,748 Во время эксплуатации Во время эксплуатации Во время эксплуатации Во время эксплуатации Во время эксплуатации Во время эксплуатации Во время эксплуатации Во время эксплуатации 0,03524 0,02235 0,03035 0,00284 0,00072 0,00094 0,01418 0,02371 0,713 Во время эксплуатации 0,0226 1,267 2,169 96,059 Во время эксплуатации Во время эксплуатации 0,04012 0,06878 3,04594 Вывод: экологическая политика АО «Сызранский нефтеперерабатывающий завод» направлена на защиту окружающей среды путем минимизации негативного воздействия на нее продуктами деятельности предприятия. Именно с этой целью на заводе действует система управления экологической ситуацией, являющаяся составляющей общей системы менеджмента. Заводские экологи ежесуточно проводят полный мониторинг окружающей среды, контролируя уровень выбросов. Уровень жидких, твердых отходов, сточных вод и выбросов в атмосферу не превышает установленных норм содержания загрязнений в выбросах, все отходы утилизируются или передаются другим организациям для захоронения. 95 ЗАКЛЮЧЕНИЕ При выполнении отчета по производственной практике мы изучили устройство и принцип работы установки ЭЛОУ-АВТ-6, изучили материальный баланс установки, технологический регламент установки и документы, связанные с экономической частью работы установки (хозрасчетная карточка, нормы расхода сырья и материалов). Также мы начертили принципиальную технологическую схему установки ЭЛОУ-АВТ-6, изучили работу операторов на установке, основные положения по охране труда и окружающей среде. Полученные знания сформировали у нас навыки, связанные с профессиональной деятельностью будущего специалиста по авиатопливообеспечению. Установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 является «сердцем» НПЗ, от её работы зависят выходы и качество получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти. Поступающая на установку сырая нефть Западно-Сибирского, Ставропольского и Оренбургского направлений обезвоживается, обессоливается и перерабатывается с целью получения продуктов первичной перегонки и полуфабрикатов – сырья установок газофракционирования, изомеризации, каталитического риформинга, гидроочистки, каталитического крекинга и висбрекинга, битумной установки. Установка ЭЛОУ-АВТ-6 Сызранского НПЗ в год производит 121 тыс. т газа, 1154 тыс. т бензиновой фракции, 1838 тыс. т фракции дизельного топлива, 784 тыс. т лёгкого вакуумного газойля, 602 тыс. т тяжелого вакуумного газойля и 1302 тыс. т гудрона). Потери при первичной перегонке нефти незначительны (37 тыс. т в год). Вся получаемая на установке продукция по своим показателям качества должна отвечать требованиям нормативных документов, именно поэтому каждый из продуктов отправляется с установки ЭЛОУ-АВТ-6 на другие установки завода для их дальнейшего облагораживания. 96 Каждый блок, аппарат и все технологическое оборудование на ЭЛОУ-АВТ-6 имеет свое назначение, выполняет свои функции и имеет свои особенности строения. Особенно, следует отметить контрольно-измерительные приборы установки, ведь результаты их измерений могут в дальнейшем использоваться для регулирования и контроля технологического режима предприятия. Пуск и остановка установки ЭЛОУ-АВТ-6 производятся только по распоряжению директора предприятия, нормальная эксплуатация и нормальная остановка должны проводиться по заданному алгоритму и инструкциям. Установка ЭЛОУ-АВТ-6 в виду наличия в процессе пожароопасных и взрывоопасных продуктов относится к категории пожаровзрывоопасных, поэтому при работе на установке необходимо строгое соблюдение всех требований безопасности и использование СИЗ для защиты от воздействия вредных и опасных веществ, сырья и нефтепродуктов. На установке ЭЛОУ-АВТ-6 операторы и машинисты отвечают за технологический режим установки, каждый оператор обслуживает и несет ответственность за определенные аппараты установки. В профессиональной инструкции указано, что именно каждый оператор должен делать, знать, уметь и за что он несет ответственность. Первая смена работает с 8 утра до 20 вечера, вторая смена – с 20 вечера до 8 утра. Для работников завода, членов их семей предусмотрены все необходимые социальные льготы и выплаты. На Сызранском НПЗ экологической безопасности отводится особое место. Вот почему на территории завода осуществляет свою деятельность экологическая лаборатория, которая проводит контроль качества окружающей среды, на основании которого можно судить о соответствии выбросов и отходов экологическим нормам. 97 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1) Гречухина А. А., Елпидинский А. А., Пантелеева А. Е. Совершенствование работы установок подготовки нефти. – Казань: Изд-во Казань. гос. технол. ун-та, 2008. – 120 с.; 2) Технологический Регламент ОАО «СНПЗ» ЭЛОУ-АВТ-6 цеха №1; г. Сызрань, 2013; 3) Бондаренко Б.И. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1983. - 128 с.; 4) Багиров, И.Т. Современные установки первичной переработки нефти / И.Т. Багиров. – М.: Химия, 1974. – 240 с.; 5) Химия и технология горючего: учебное пособие / Калякин А.В., Файзуллин Р.Р., Приваленко А.Н. – Ульяновск: УВАУ ГА, 2015; 6) Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа: Учеб. пособие / С. А. Ахметов; М-во общ. и проф. образования РФ. Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. - Уфа, 2002 г., 672 с.; 7) Материальный баланс установки ЭЛОУ-АВТ-6 за 13.03.2022 г.; 8) Контрольно-измерительные приборы и основы автоматики: учеб. пособие / сост. М.Н. Молдабаева. - Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2019. - 332 с.; 9) Хозрасчетная карточка за январь 2017 г. по установке ЭЛОУ-АВТ-6, цеха №1; согласовано: Начальник планово-производственного отдела; 2017; 10) Профессиональная инструкция оператора технологической установки ЭЛОУ-АВТ-6 6-го разряда на ОАО «СНПЗ» от 06.12.2012 г.; 11) ГОСТ 12.1.007-76. Вредные вещества. Сборник «Система стандартов безопасности труда». ИПК изд. стандартов, Москва, 1999 г.; 12) Коллективный договор между работодателем и трудовым коллективом – ОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий завод» на 2016- 2018 г.г.; 13) Малышев, Ю.И. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности / Ю.И. Малышев, В.Е. Тищенко, А.Д. Бренц. – Москва : Недра, 1986. – 511 с. 98
